Estimación de la cantidad de gas en sitio del balance de materiales

Yacimientos que solo contienen gas libre son llamados yacimientos de gas. Tal yacimiento contiene una mezcla de hidrocarburos en la cual existen en el estado gaseoso. La mezcla puede ser gas “seco”, “húmedo” o “condensado”, dependiendo de las condicione de presiones, temperaturas y mezclas en la cual se encuentra la acumulación.Yacimientos de gas deben tener influjo de agua de una porción de aporte de agua contiguo de la formación o debe ser volumétrico (por ejemplo, no posee influjo de agua). La ecuación general de balance de materiales aplicada a un yacimiento de gas volumétrico es: La ecuacion (8-30):

Para ser reducida a:

Además para un yacimiento de gas seco o húmedo, como no ocurre condensación de líquido en el yacimiento, la ecuación de yacimiento de gas volumétrico se simplifica a:

La forma de esta ecuación es lineal, así una grafica de P/Z versus Gpc es lineal en un papel de coordenadas rectangulares.Para gases condensados, la condensación de liquido ocurre en el reservorio así que el factor volumétrico de formación del gas no puede ser reemplazado por una simple relación de factor de presión y compresibilidad. Sin embargo la ecuación (8-30) es lineal en Gpc y en el reciproco de βgc. Un grafico de Gpc como una función de 1/ βgc es lineal y cuando es extrapolada para 1/ βgc = 0 interceptará el eje de producción de gas en el valor de G.

En el evento que la producción de líquido es obtenida en la superficie, los volúmenes de líquidos deben ser convertidos a un volumen de gas equivalente y añadido a la medición de la producción de gas.

Fuente: Libro: Petroleum Reservoir Engineering ( James Amyx, Daniel Bass, Robert whiting)

Traducción: César Briceño.

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Yacimiento de Gas (Ecuacion de balance de Materiales)

El ingeniero de petróleo también debe estimar el volumen en sitio cuando solo existe gas e el yacimiento. La ecuación general de balance de materia puede ser reducida a una forma en el cual permita el cálculo de gas inicial en sitio. Desde que no hay petróleo en esta evaluación, el valor del termino petróleo en sitio N es igual a cero, de la misma manera el termino de la relación gas-petróleo en producción y la producción de de la capa de gas Gpc es igual al valor de producción total de gas Gp. para una diferencia de presión pequeña el cambio en el volumen de gas es muy grande en comparación con los cambios en la roca y el volumen de agua connata, entonces el cambio en el volumen de agua y roca puede ser tratado como cero.Para simplificar, es asumido que el influjo de agua, la producción de agua y la inyección de gas y agua, todos estos términos son cero. Insertando las asunciones antes mencionadas en la ecuación original de balance de material, nos queda:

Reacomodando términos nos da: Ecuación (8-30):

El factor volumétrico de formación de gas será rellamado como:

Y desde que esto es asumido con una temperatura del yacimiento constante, la ecuación (8-30) se transforma en:

La cual puede ser resuelta con producción limitada y datos de laboratorio. En el evento que hay un influjo de fluido hacia el yacimiento o un fenómeno de fluido-condensación exhibido durante el historial de producción, estos factores deben ser tomados en consideración y la ecuación anterior apropiadamente modificada.La ecuación (8-30) puede ser reacomodada para expresar la relación de la presión del yacimiento y su factor de compresibilidad como una función lineal de la producción de gas acumulada.

Fuente: libro: Petroleum Reservoir Engineering (James Amyx, Daniel Bass, Robert Whiting)

Traducción: César Briceño.

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Operaciones de reciclo en Yacimientos de Gas ¿Una solución al problema del Condensado Retrógrado?

El contenido de líquidos de muchos reservorios de condensado constituye una parte importante y apreciable de la acumulación de hidrocarburo, y como consecuencia de la condensación retrógrada, un alto porcentaje de este liquido puede quedarse en el reservorio al tiempo de abandono.

Debido a lo anterior, las operaciones de reciclo de gas han sido adoptadas en muchos reservorios de gas condensado. En tales operaciones, el liquido condensado se remueve del gas húmedo producido, generalmente en una planta de gasolina, y el gas saliente o el gas seco se devuelva al reservorio a través de pozos de inyección. El gas inyectado ayuda a mantener la presión del reservorio y retarda la condensación retrógrada. Al mismo tiempo desplaza el gas húmedo hacia los pozos de producción. Considerando que los líquidos removidos representan parte del volumen de gas húmedo, si se inyecta parte del gas seco, la presión del reservorio disminuirá lentamente. Al final de las operaciones de reciclo, es decir cuando los pozos de producción han sido invadidos por el gas seco, la presión del reservorio se agota por depleción para recuperar el gas y parte de los líquidos remanentes en porciones no barridas. Aunque las operaciones de reciclo parecen ser una solución ideal al problema de condensado retrógrado, existe un numero de consideraciones prácticas que la hacen poco atractiva. ¿Cuáles son estas consideraciones? *Se limita la venta de gas y los ingresos a largo plazo por la venta de gas pueden verse alterados. *Las operaciones de reciclo requieren gastos adicionales generalmente mayor número de pozos, un sistema de compresión y de distribución para los pozos de inyección y una planta de recuperación del líquido de alta eficiencia. *Debe comprenderse que aun cuando la presión del reservorio pueda mantenerse por encima del punto de rocío, la recuperación del líquido en operaciones de reciclo puede ser mucho menor del 100%. * El éxito y la eficiencia del barrido del gas seco inyectado dependerá de la heterogeneidad del reservorio y el grado de compartamentalización.

Fuente: Lucio Carrillo Barandiarán (2006).

http://lima.spe.org/images/UNILima/articles/94/Parte_03_Reservorios_Lucio_Carrillo___Impulsion.pdf

Imagen:

http://www.adnmundo.com/contenidos/energia/venezuela_gas_licitacion_en_230506_1111.html

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E t iquetas : rec ic lo en yac imientos de gas

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Recolección de muestras para análisis PVT. Parte III

Para culminar este tema, hablaremos acerca del otro metodo de recolección de muestras para el análisis de PVT el cual es el muestreo de recombinación en superficie. En la recolección de muestras de fluido en la superficie, se toman volúmenes separados de petróleo y gas a condiciones del separador y son recombinados para obtener una muestra compuesta de fluido. El equipo necesario en superficie se muestra esquemáticamente a continuación

El pozo se pone en producción a una tasa estable por un período de varias horas y la razón gas-petróleo es medida es pies cúbicos normales del separador de gas por barril normal de petróleo. Si esta relación es estable durante el período de medición entonces podemos confiar en que al recombinar el petróleo y el gas en la misma relación arrojará una muestra compuesta representativa del fluido del yacimiento. De hecho, un ligero ajuste debe hacerse para determinar la relación real en la que las muestras deben ser recombinadas. Esto debido a que la muestra de petróleo se recolecta a la presión y temperatura del separador mientras que la relación gas-petróleo se mide relativa a las condiciones del tanque de almacenamiento, en consecuencia la relación requerida de recombinación es:

Dimensionalmente, la relación gas-petróleo medida debe ser multiplicada por el factor de encogimiento del separador a condiciones normales. Este factor usualmente se determina en el laboratorio como la primera etapa de un análisis de PVT de una muestra de superficie recombinada mediante la colocación de un volumen pequeño de la muestra de petróleo en una celda a las condiciones del separador y descargándolo a una segunda celda (expansión flash) que se encuentra a condiciones del depósito de almacenamiento. Durante este proceso algo de gas se liberará de la muestra del separador, debido a una reducción en la presión y temperatura, y se procede a medir el volumen de petróleo ahora a condiciones del depósito de almacenamiento, permitiendo así el cálculo directo de S. Con el fin de poder realizar dicho experimento es importante que el ingeniero mida con precisión la presión y la temperatura prevaleciente tanto como en el separador como en el depósito de almacenamiento durante el muestreo y provea al laboratorio de dicha data.

Una de las características atractivas del muestreo de recombinación en superficie es que estadísticamente arroja un valor confiable de la relación gas-petróleo medida en un período de horas; además, permite la recolección de grandes muestras de fluido. Por supuesto, así como para el muestreo en el subsuelo, el método de recombinación en superficie sólo proporciona la relación correcta de gas-petróleo si la presión en las cercanías del pozo es sobre el punto de burbuja, o el punto de burbuja. Si no, la relación gas petróleo en superficie será muy baja o muy alta, dependiendo de si la saturación de gas libre en el yacimiento está por encima o por debajo de la saturación crítica a la cual el gas comienza a fluir. Respecto a esto, debe enfatizarse que las muestras PVT deben tomarse lo más temprano posible en la vida productiva del pozo para facilitar la recolección de muestras en las que el gas y el petróleo estén combinadas en la relación correcta.

Fuentes:Libro: Fundamentals of reservoir engineering. Autor: L.P. Dake. 1978

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E t iquetas : muestras , p res ión de burbu ja , p ruebas de pres ión , pvt

Recolección de muestras para análisis PVT. Parte II

Continuando con el tema de la recolección de muestras para el análisis PVT, ahora hablaremos del muestreo en un yacimiento saturado de gas, donde dos situaciones pueden surgir dependiendo del tiempo en el cual se tomó la muestra. Si la muestra es tomada muy temprano en la vida productiva, es posible que el fluido que se dirija al pozo sea deficiente en gas. Esto debido a que el gas inicialmente liberado debe alcanzar una cierta saturación mínima de gas en los poros del yacimiento antes que comience a fluir bajo un diferencial de presión impuesto. Ésto, llamado saturación crítica, es un fenómeno común a cualquier fluido depositado en el yacimiento, no sólo para el gas. El efecto en la relación gas-petróleo en producción, inmediatamente bajo la presión de burbuja, se muestra en la figura a continuación como la pequeña depresión en el valor de R por un corto período luego que la presión cae bajo el punto de burbuja.

Relación gas-petróleo en producción como la función dela presión promedio del yacimiento para un yacimiento típico de gas en solución

Como resultado de este mecanismo habrá un período en el cual el gas liberado permanece en el yacimiento y la razón gas-petróleo medida de una muestra en superficie será muy baja. Al contrario, una vez que la

saturación de gas liberado excede el valor crítico, el pozo productor robará gas más efectivamente de partes remotas del yacimiento y es probable que la muestra tenga una razón de gas-petróleo desproporcionada

Los problemas asociados al muestreo en un yacimiento de petróleo inicialmente saturado, o en un yacimiento subsaturado en el cual la presión de fondo fluyente se dejó caer bajo la presión de burbuja, pueden ser en gran medida superados mediante el acondicionamiento correcto del pozo previo al muestreo. Si el pozo ya ha estado fluyendo, debería ponerse en producción a una tasa baja y estabilizada por varias horas para aumentar la presión de fondo fluyente y de este modo re-disolver algo, si no toda, la saturación de gas libre en las cercanías del pozo. Seguido de esto, el pozo es cerrado por un período razonable de tiempo durante el cual el petróleo fluyendo hacia el pozo, bajo una presión promedió cada vez mayor, re-disolverá cualquier volumen de gas libre remanente. Si el yacimiento estaba inicialmente en la presión de burbujeo, o se sospecha de ello, la muestra en el pozo debería ser recolectada con el mismo todavía cerrado. Si se sabe que el yacimiento estaba inicialmente subsaturado, la muestra puede ser recolectada con el pozo fluyendo a una tasa muy baja de manera que la presión de fondo fluyente esté todavía sobre la presión de burbuja. Con el acondicionamiento apropiado del pozo, usualmente puede obtenerse una muestra combinada representativa

Uno de los principales inconvenientes en este método es que sólo se obtiene una pequeña muestra de fluidos del pozo, teniendo el típico toma-muestras un volumen de tan sólo unos pocos litros. Por lo tanto, una de las únicas maneras de chequear que la relación gas-petróleo sea correcta es tomar muchas muestras del pozo y comparar sus presiones de saturación a la temperatura ambiente del pozo. Esto puede hacerse utilizando una bomba de inyección de mercurio y un manómetro preciso conectado al toma-muestras. La cámara normalmente contiene petróleo y gas libre, debido a la reducción de temperatura entre el pozo y la superficie. Inyectar mercurio aumenta la presión en la cámara hasta que a una presión de saturación correspondiente a la temperatura ambiente en superficie todo el gas se disuelve. Si se determina experimentalmente, en el pozo, que muestras sucesivas han indicado presiones de saturación diferentes, entonces o la herramienta está funcionando mal o el pozo no ha sido acondicionado debidamente

Adicionalmente es necesario determinar la presión estática del yacimiento y su temperatura mediante pruebas de pozos, antes de recolectar las muestras.

Fuentes:Libro: Fundamentals of reservoir engineering. Autor: L.P. Dake. 1978