PRODUCCION II

DIAGRAMA DE FASES

Es muy importante conocer detalladamente que compone y el significado de las curvas y puntos que forman parte de este diagrama aqui esta una breve pero muy detallada informacion de cada uno de sus componentes

La envolvente de fase se forma de unir las curvas de punto de rocio y punto de burbuja

Las curvas de 100% del punto de burbuja y la de 0% de punto de rocio convergen en el punto critico

La zona del punto de critico hacia la izquierda esta en fase liquida y del punto critico a la derecha se encuentra en fase gaseosa

Un punto en el medio de la envolvente como lo es el punto D se dice que el fluido es bifasico

para cada yacimiento existe una envolvente diferente, los yacimientos que se encuentran debajo de la temperatura critica, ejemplo el punto C, el yacimiento se encuentra en estado monofasico

Para este caso en tase liquida a esta yacimiento se le denomina yacimiento de punto de burbuja.

Un yacimiento que se encuentra fuera de las fases (liquida-vapor), y este exeda la temperatura cricondentermica, este fluido se encontrara en una sola fase durante toda su vida del yacimiento esta fase es gaseosa; a estos yacimientos se les denomina yacimientos de gas.

Para yacimientos donde la temperatura mayor a la temperatura critica, el fluido se encuentra en fase gaseosa, A medida que la presion disminuye la composicion del fluido permanecera constante. hasta alcanzar la presion del punto de rocio por debajo de esta presion se condensa el liquido del fluido del yacimiento en forma de rocio, a ese yacimiento se le denomina yacimiento de punto de rocio.

Lo que acurre en un yacimiento de punto de rocio es una condensacion retrograda, cuando la presion esta por debajo de la presion de punto de rocio. debido a esta condensacion la fase gaseosa disminuira su contenido liquido; como el liquido condensado se adhiere al material solido o paredes de los poros de la roca permanecera inmovil. por consiguite el gas promedio en la superficie tendra un contenido liquido menor encontrando la razon gas-petroleo de produccion esto ocurre hasta alcanzar el punto de amximo volumen de liquido.

Se dice retrograda porque genaralmente una dilatacion isotermica ocurre vaporizacion en lugar de condensacion

La vaporizacion del liquido formado por condensacion retrograda. liquido retrogrado presenta a partir del punto de presion de rocio hasta la presion de abandono; Esta revaporizacion ayuda a la recuperacion liquida y se hace evidente por la disminucion en las razones gas-petroleo en la superficie.

En el punto critico las propiedades intensivas del gas y liquido son identicas

Temperatura cricondertermica:Es la maxime temperatura donde existe un equilibrio entre el vapor y el liquido, temperatura superior a esta el sistema se encuentra en fase gaseosa.

Presion criconderbarica:Es la maxima presion donde existen en equilibrio el vapor y el liquido

La posicion relativa de los puntos criconderbaricos y cricondertermicos van a depender de la composicion del sistema.

Se puede obserbar que a medida que la mezcla es mas liviana y volatil las presiones de burbuja y rocio son mayores. Saturacin de agua connataLa saturacin de agua connata (Swc) es la saturacin de agua existente en el yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formacin y que debido a la fuerza de la presin capilar existente, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando stos migraron al yacimiento.Generalmente la saturacin de agua connata se considera inmvil; sin embargo, al inyectar agua en un yacimiento, la primera que se produce tiene composicin diferente a la inyectada, lo que indica que el agua connata es desplazada por la inyectada.La determinacin de la saturacin inicial de agua se puede efectuar por tres diferentes mtodos:- Ncleos tomados en pozos perforados.- Clculos a partir de la presin capilar.- Clculo a partir de registros elctricos.La saturacin de agua connata se correlaciona con la permeabilidad, con el rea superficial y con el tamao de los poros. A mayor rea superficial y menor tamao de partculas, mayor es la saturacin de agua connata.Porosidad:

Porcentaje del volumen total de roca no ocupado por la matriz o material slido.Se clasifica en primaria, absoluta, secundaria, efectiva

Y dependiendo de la calidad en: Marginal 0-5% Pobre 5-10% Regular 10-15% Buena 15-20% Excelente 20-25%

Permeabilidad:

Medida de la habilidad de la roca para permitir el paso de fluidos a traves de ellaSe clasifica en:- Absoluta: habilidad de permitir flujo de un nico fluido presente- Efectiva: habilidad de permitir flujo de un fluido cuando otros fluidos inmiscibles estn presentes.- Horizontal y vertical.- Y segn su calidad en:

Pobre 1.0-10mdBuena 10-100mdMuy buena 100-1000md

Saturacin De Fluidos:

Se denomina Saturacin a la fraccin del espacio poroso ocupado por el fluido. Por definicin, la suma de la saturacin es 100%. So + Sg + Sw = 100% DondeSo = saturacin de petrleo, %.Sg = saturacin de gas libre, %Sw = saturacin de agua, %

La saturacin de petrleo incluye todo el gas disuelto en el petrleo, mientras que la saturacin de gas consiste solo de gas libre. Todo reservorio de hidrocarburo contiene algo de agua; sin embargo, a menos que la saturacin de agua exceda un valor llamado la "saturacin crtica de agua" (Swc), la fase agua es inmvil y no ser producida. El agua dentro de los poros es a veces llamada "intersticial". El trmino "agua connata" es usado para denotar agua que fue depositada simultneamente con los sedimentos.

Algunos reservorios de petrleo no contienen gas libre, ya que todo el gas esta disuelto en el petrleo. Estos reservorios son conocidos como "reservorios bajosaturados". La ecuacin es: So + Sw = 100%En un reservorio de gas que no contiene petrleo:Sg + Sw = 100%1. Existen, en general dos formas de medir la saturacin original de fluidos: por procesos directos y por procesos directos.

El proceso directo involucra la extraccin de los fluidos del reservorio de una muestra de roca reservorio (ncleo). Los mtodos directos incluyen la retorta, destilacin con el procedimiento modificado ASTM y la centrifugacin de fluidos. La experiencia demuestra que es dificultoso remover la muestra sin alterar el estado de los fluidos y/o roca.

El proceso indirecto se basa en medidas de otras propiedades, tales como presin capilar. El mtodo indirecto usa medidas de perfiles o presin capilar.

Viscosidad: La viscosidad es una de las caractersticas ms importantes de los hidrocarburos en los aspectos operacionales de produccin, transporte, refinacin y petroqumica. La viscosidad, que indica la resistencia que opone el crudo al flujo interno, se obtiene por varios mtodos y se le designa por varios valores de medicin. El poise o centipoise (0,01 poise) se define como la fuerza requerida en dinas para mover un plano de un centmetro cuadrado de rea, sobre otro de igual rea y separado un centmetro de distancia entre s y con el espacio relleno del lquido investigado, para obtener un desplazamiento de un centmetro en un segundo. La viscosidad de los crudos en el yacimiento puede tener 0,2 hasta ms de 1.000 centipoise. Es muy importante el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de los crudos, en el yacimiento o en la superficie, especialmente concerniente a crudos pesados y extrapesados.1. Viscosidad relativa: es la relacin de la viscosidad del fluido respecto a la del agua. A 20 C la viscosidad del agua pura es de 1.002 centipoise. 1. Viscosidad cinemtica: es equivalente a la viscosidad expresada en centipoises dividida por la gravedad especfica, a la misma temperatura. Se designa en stokes o centistokes. 1. Viscosidad Universal Saybolt: representa el tiempo en segundos para que un flujo de 60 centmetros cbicos salga de un recipiente tubular por medio de un orificio, debidamente calibrado y dispuesto en el fondo del recipiente, el cual se ha mantenido a temperatura consta1. ALa relacin gas a petrleo (RGP) es un concepto utilizado por los ingenieros de yacimientos y expresa el nmero de pies cbicos contenido en un barril (PC/B). Con

Relacin Gas solucin-petrleo (Rs): determina la solubilidad del gas en el petrleo, es decir, el volumen del gas que a condiciones normales est disuelto en un barril normal de petrleo.

Relacin gas-petrleo de produccin (Rp): es el volumen del gas producido entre los barriles normales de crudo producido.

Factor volumtrico de formacin de petrleo (Bo): es definido a cualquier presin y a la temperatura de yacimiento y es el volumen que ocupa un barril en condiciones estndar en la formacin.

Factor volumtrico de formacin del gas (Bg): est definido como el volumen que ocupa un gas condiciones de presin y temperatura de yacimiento con el volumen que ocupa la misma cantidad de gas en superficie a condiciones estndar.

Factor volumtrico de formacin total (Bt): es el volumen que ocupa un barril fiscal junto con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier temperatura y presin.

INDICE DE PRODUCTIVIDADLa razn de la rata de produccin, en barriles fiscales por da a la presion diferencial (pe-pw) en el punto medio del intervalo productor, se denomina ndice de productividad J.ndice de Productividad=j= Qw/(pe-pw) Unidades: bl/da/Lpc

El ndice de productividad es una medida del potencial del pozo o de su capacidad de producir, y es una propiedad de los pozos comunmente medida. Despus de un perodo de cierre del pozo suficientemente largo para obtener equilibrio en la presion del yaciemiento, empleando un medidor de presin de fondo se determina la presin esttica p-e, y luego que el pozo haya producido a una rata estabilizada por un tiempo determinado se mide la presin fluyente en el fondo, p-w empleando el mismo medidor. La diferencia (pe - pw) se denomina presion diferencial o cada de presin (p - pw). La rata de flujo se determina por medio de medidas en el tanque de alamcenamiento o, en algunos casos, de medidas de los separadores o con medidores de desplazamiento positivo.

En algunos pozos el indice de productividad o IP permanecera constante para una amplia variacin en la rata de flujo, en tal forma que sta es directamente proporcional a la presion diferencial de fondo.

En yacimientos de empuje por deplecin los ndices de productividad de los pozos decrecen a medida que la deplecin procede, debido al aumento en la viscosidad del petrleo a medida que el gas es liberado de la solucin y a la reduccin en la permeabilidad de la roca del petrleo a medida que la saturacion de petrleo disminuye. Ya que cada uno de estos factores puede cambiar poco o mucho durante el proceso de deplecin, el ndice de productividad puede disminuir a una fracin pequea de su valor inicial. Adems como la permeabilidad del petrleo disminuye, existe un aumento correspondiente en la permeabilidad del gas, resultando en altas razones gas-petrleo. La rata mxima a la que un pozo puede producir depende del ndice de productividad a las condiciones existentes en el yacimiento y la presin diferencial (pe-pw) disponible. Si la presin de produccion de fondo se mantiene cerca de cero, manteniendo el nivel de fluido en el pozo muy bajo la presin diferencial disponible sera la presin existente en el yacimiento y la rata mxima de producin sera Pe*J.

Las ratas de los pozos en algunos estados se limtan a determinadas producciones permisibles mximas que dependen de un nmero de factores, incluyendo espaciamientos en los pozos, profundidad y demanda actual de petrleo. En algunos estados tambin se controla por la razon gas-petrleo.

En pozos que producen agua, el ndice de productividad, basado en la produccin de petrleo solamente, disminuira a medida que el porcentaje de agua aumenta debido a la disminucin en la permeabilidad del petrleo, aunque no ocurra una caida considerable en la presin del yacimiento. En el estudio de pozos ( prodcutores de agua ) a veces es practico referir en ndice de productividad en base del flujo total, incluyendo agua y petrleo, ya que en algunos casos el porcentaje de agua alcanza el noventa y nueve por ciento o ms. El ndice de inyectividad se una en pozos de eliminacin de agua salada y en pozos de inyeccin durante la recuperacin secundaria o mantenimiento de presin. Se define como la razn de la rata de inyeccin en barriles por da al exceso de presin por encima de la presin del yacimiento que cuasa dicha rata de inyeccin o :ndice de Inyectividad=I= Qw/(pw-pe) Unidades :bl/da/LpcEn ambos casos, del ndice de productividad y del ndice de inyectividad, las presiones empleadas son presin al frente de la formacn, de manera que no se incluyen las cadas de presin por friccin en la tubera de produccin o tubera de revestimiento. Para inyecciones a altas ratas, estas prdidas de presin pueden ser considerables.PRESION DE YACIMIENTO: Es la presin que ejercen los fluidos sobre el medio poroso, en el cual un yacimiento no se encuentra produciendo.PRESION DE FONDO FLUYENTE: Es la presin que proporciona la energa necesaria para levantar la columna de fluido del fondo del pozo hacia la superficie, cuya presin es calculada en el fondo del pozo cuando el mismo se encuentra en produccin, la cual debe ser menor a la presin de yacimiento para asi crear el diferencial de presin entre el pozo y el yacimiento.PRESION DE BURBUJA: Es la presin en la cual se encuentra en estado de equilibrio el petrleo y gas, donde el petrleo ocupa prcticamente todo el sistema, excepto una parte infinitesimal de gas.PRESION DE ROCIO: Es la presin en la cual se encuentra en estado de equilibrio el petrleo y el gas, donde el gas ocupa prcticamente todo el sistema, excepto por una parte infinitesimal de petrleo.PRESION DE CABEZAL: Es la presin en la superficie medida mediante un manmetro. Medida entre la presin y la de fondo fluyente debe existir un diferencial que permita el ascenso del fluida hasta la superficie.Tensin Superficial Es la energa libre que existe en la superficie liquido aire y se puede observar como un menisco al introducir un poco de agua en un tubo capilar, se ve como una curvatura en la zona del liquido que entra en contacto con el aire.LEY DE DARCI:La Ley de Darcy1 describe, con base en experimentos de laboratorio, las caractersticas del movimiento del agua a travs de un medio poroso.La expresin matemtica de la Ley de Darcy es la siguiente:

Donde:= gasto, descarga o caudal en m3/s.= longitud en metros de la muestra= una constante, actualmente conocida como coeficiente de permeabilidad de Darcy, variable en funcin del material de la muestra, en m/s.= rea de la seccin transversal de la muestra, en m2.= altura, sobre el plano de referencia que alcanza el agua en un tubo colocado a la entrada de la capa filtrante.= altura, sobre el plano de referencia que alcanza el agua en un tubo colocado a la salida de la capa filtrante.El agua, por relaciones de energa, circula de mayor a menor altura piezomtrica. Tal y como se puede ver, la relacin se trata del gradiente de alturas priezomtricas o gradiente hidrulico y se observa que:

por lo que adopta un valor negativo. Ello se puede expresar:

donde h es la altura piezomtrica y z la longitud recorrida. Generalizando a 3 dimensiones se obtiene que:

K es la conductividad hidrulica (permeabilidad) y se trata de un tensor simtrico diagonalizable a 3 direcciones principales:

y se obtiene:

El agua se desplazar en la direccin donde haya ms permeabilidad y esta a su vez indicar a que velocidad se mueve el agua en condiciones unitarias de gradiente. En terrenos istropos, las 3 permeabilidades principales sern idnticas.