UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA INGENIERIA EN GAS Y PETRÓLEO DIPLOMADO EN HIDROCARBUROS
MODULO I:
PROPIEDADES FÍSICAS DE LA ROCA, TIPOS DE YACIMIENTOS YACIMIENTOS Y MECANISMOS M ECANISMOS DE PRODUCCIÓN
CONTENIDO DEL MODULO PROPIEDADES FÍSICAS DE LA ROCA, TIPOS DE YACIMIENTO Y MECANISMOS DE PRODUCCIÓN TEMA 1 INTRODUCCIÓN - GENERALIDADES 1.1 ORIGEN DEL PETRÓLEO 1.2 TIPOS DE PETRÓLEO TEMA 2 PROPIEDADES FÍSICAS DEL FLUIDO Y DE LAS ROCAS 2.1 PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS 2.2 PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO TEMA 3 TIPOS DE YACIMIENTOS 3.1 CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS TEMA 4 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN 4.1 SURGENCIA NATURAL 4.2 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
REFERENCIA BIBLIOGRAFICA
Tarek Ahmed, Reservoir Enginieeri Enginieering, ng, Gulf Publisisng Co, Houston(1999). • Gregorio J. Bruzual T. Caracterización física de los yacimientos McCcain, W.D. Hydrocarbon Hydrocarbon Phase Behaivor, Behaivor, Gulf Publisisng Co, Houston(1969). Fundamental Principles of Reservoir Engineering,SPE,Houston (2002) •
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TEMA I GENERALIDADES QUE ES EL PETRÓLEO?
Sustancia compuesta por una mezcla de compuestos orgánicos generalmente hidrocarburos , insolubles en agua de color oscuro y olor fuerte, y más ligera que el agua, que se encuentra en estado natural en yacimientos subterráneos de los estratos superiores de la corteza terrestre.
Su destilación fraccionada da productos de gran importancia industrial como la gasolina, el queroseno, el alquitrán, los disolventes, etc.
TEMA I GENERALIDADES IMPUREZAS DEL PETRÓLEO El petróleo además de los hidrocarburos contiene otras sustancias que se denominan impurezas. En general, las impurezas presentes son: Azufre Nitrógeno Oxígeno. •
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Como los componentes de azufre son pesados, únicamente los crudos más pesados los contienen y recíprocamente, la mayoría de los crudos pesados tienen un contenido de azufre relativamente alto. El oxígeno es generalmente más escaso y normalmente está asociado con moléculas grandes. Los componentes del nitrógeno que se encuentran en el petróleo, sus átomos se encuentran incluidos en estructuras complejas su cantidad es insignificante 0,05 – 0,8 %
TEMA I GENERALIDADES TEORÍAS DEL ORIGEN DEL PETRÓLEO Existen varías teorías sobre los orígenes de la formación del petróleo, que pueden ser clasificadas en dos grandes rubros: La de formación inorgánica La de formación orgánica.
TEMA I GENERALIDADES TEORÍAS DEL ORIGEN DEL PETRÓLEO ORIGEN INORGÁNICO Explica el origen de estos hidrocarburos gracias a la combinación de elementos químicos como el carbono y el hidrógeno sometidos a altas temperaturas y presiones, ubicados en capas muy profundas de la tierra.
Esta teoría fue de gran aceptación durante muchos años
TEMA 1
GENERALIDADES
TEORÍAS DEL ORIGEN DEL PETRÓLEO ORIGEN ORGÁNICO A medida que se perfeccionaron las técnicas de análisis geológicos y se acumuló información al respecto, se ha dado paso a teorías de formación orgánica que determinan que el petróleo es producto de la descomposición de organismos vegetales y animales que existieron en ciertos períodos del tiempo geológico y que fueron sometidos a enormes presiones y elevadas temperaturas.
TEMA 2 PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS
IMPORTANCIA: OPTIMIZAR LA CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN. PARA ELLO SE DEBE ESTUDIAR: FACTORES QUE AFECTAN AL FLUIDO A TRAVES DEL RESERVORIO, COMO SER: P, T, V, SIST. DE TUBERÍAS, ETC. MEDIANTE: SELECCIÓN DE MÉTODOS DE PREDICCIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE FLUJO EN TODO EL SISTEMA.
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ES NECESARIO TENER EL CONOCIMIENTO DE ESTAS PROPIEDADES PARA EVALUAR LA PRODUCCION, TANTO EN CONDICIONES DE SUPERFICIE STB DE UN VOLUMEN DE FLUIDO O DE LAS RESERVAS EN LA PROFUNDIDAD ESTOS DATOS SON NECESARIOS EN LA ESTIMULACION DEL COMPORTAMIENTO DEL RESERVORIO.
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YACIMIENTO
QUE ES UN YACIMIENTO?
YACIMIENTO Llamado también depósito o reservorio petrolífero, es una acumulación natural de hidrocarburos en el subsuelo, contenidos en rocas porosas o fracturadas (roca almacén). Los hidrocarburos naturales, como el petróleo crudo y el gas natural, son retenidos por formaciones de rocas con baja permeabilidad
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
EL METODO MAS SIMPLE DE HACER MEDICIONES DE ESTAS PROPIEDADES, ES A PARTIR DE MUESTRAS DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS. SE PUEDEN HACER LAS MEDICIONES EN MUESTRAS REPRESENTATIVAS DE DICHOS FLUIDOS (RECORTES DEL SUBSUELO), SOMETIENDOLOS A VARIOS ANALISIS DE LABORATORIO.
PROPIEDADES
CUALES SON LAS PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS?
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS LAS PROPIEDADES FISICAS DE PRINCIPAL INTERES EN LOS ESTUDIOS DE INGENIERIA DE PETROLEO SON: * * FACTOR DE C * RS * FACTOR Β *µ *K * PB, ETC.
LA CIENCIA PRACTICA Y LA TEORICA ESPECIALMENTE EN LA SOLUCION DE LOS PROBLEMAS DE INGENIERIA EN UN RESERVORIO PETROLIFERO.
UNIDADES DE MEDIDA Cantidad básica
SI Unidad Símbolo
Longitud Masa Tiempo Corriente eléctrica Temperatura termoeléctrica Cantidad de substancia Intensidad lumínica
metro kilogramo segundo ampere kelvin mol candela
SI Unidad Letra
SPE
m kg s A K mol cd
L m t l T n
PREFIJOS DE LAS UNIDADES
Factor de multiplicación
Prefijo SI 18
1.000.000.000.000.000.000 = 10 exa 15 1.000.000.000.000.000 = 10 peta 12 1.000.000.000.000 = 10 tera 9 1.000.000.000 = 10 giga 6 1.000.000 = 10 mega 3 1.000 = 10 kilo 100 = 10 2 hecto 10 deka -1 0.1 = 10 deci 0.01 =10 -2 centi 0.001 = 10 -3 milli -6 0.000.001 = 10 micro -9 0.000.000.001 = 10 nano 0.000.000.000.001= 10-12 pico 0.000.000.000.000.001 = 10 -15 femto 0.000.000.000.000.000.001 = 10 -18 atto
SI
Símbolo del prefijo SI E P T G M k h da d c m u n p f a
FACTORES DE CONVERSION constantes que serán utilizadas mas frecuentemente: 1 atm = 14.7 psia 1 ft = 30.48 cm. 1 dia = 24 hrs 1 bbl = 5.615 ft 3 1 d = 1.000 md 1 hr = 3.600 seg 1 acre = 43,560 ft 1 lb = 453.59 grs. 1 Bbl = 159 ltrs. = 42 gal 1 m3 = 6.2981 Bbls =35.314 ft3
UNIDADES DE VOLUMEN 1 ac- p = 43,560 p 1 ac- p = 7758 bbl 1 bbl = 42 gal U.S. 1 bbl = 5,61458 p3 1 p3 = 1728 pl3 1 p3 = 7,4805 gal 1 pl =2,54001 cm. 1 p3 = 7,4805 gal 1 p3 = 0,178108 bbl 1 m3 = 6,2898 bbl 1 gal = 3785 cm3
UNIDADES DE DENSIDAD
1 gr x cm3 = 62,428 lb/p3 1 gr x cm3 = 8.3455 lb/gal 1 gr x cm3 = 350.51 lb/bbl 1 lbx pie3= 0.0160184 g/cm3 UNIDADES DE PESO
1 oz = 28,34953 grs. 1 lb = 453,59243 grs. UNIDADES DE PRESION
1 atm = 760 mm Hg (º0C) 1 atm = 29.21 pl de Hg (º0C) 1 atm = 14,696006 lpc 1 atm = 33,899 p de agua (4°C) 1 p de agua = 0.4335 lpc 1 pl de Hg = 0.4912 lpc 1 lpc = 2.036 pl Hg ESCALA DE TEMPERATURAS
Grados Fahrenheit (°F)………………….. 1.8 (grados °C) + 32 Grados centígrados (°C)………………….. (1/ 1.8)(grados °F - 32) Grados Kelvin (°K)………………………. grados °C + 273.16 Grados Rankine (°R) …………………….. grados °F + 459.7
UNIDADES TIPICAS PARA LOS CALCULOS DE INGENIERIA
VARIABLE
UNIDADES PETROLERAS
SISTEMA INTERNACIONAL
CONVERSION
AREA
ACRE
M2
4.04 X 10 3
COMPRESIBILIDAD
PSI -1
Pa -1
1.45 x 10 -4
LONGITUD
ft
M
0.3048
PERMEABILIDAD
md
M2
9.9 x 10 -16
PRESION
Psi
Pa
6.9 x 10 3
CAUDAL (OIL)
STB/d
M3 /s
1.84 x 10 -6
CAUDAL (GAS)
MSCF/d
M3 /s
3.28 X 10 -4
VISCOSIDAD
cp
Pa * s
1*10 -3
LA LEY DE DARCY Para el flujo de un FLUIDO INCOMPRESIBLE A TRAVÉS DE UN SISTEMA HORIZONTAL LINEAL, esta ley se puede escribir de la siguiente forma:
v
k p
x
v = velocidad (L/t) p = presion (ML/t 2)/L2 x = longitud (L) A=(L2) t= T La velocidad aparente en la ecuación puede ser expresada como:
v
q A
LA LEY DE LOS GASES PERFECTOS También llamado ley de gases ideales; es aplicable para los gases reales solo a bajas presiones
pV= nRT donde : p = presión absoluta, lb/pulg2 V = volumen total, ft3 n = numero de libras mol del gas T = temperatura, °R
LA GRAVEDAD DEL PETROLEO La densidad del petróleo normalmente esta expresado en términos de gravedad °API la cual se refiere de la siguiente manera:
CRUDO LIVIANO MEDIANO PESADO EXTRAPESADO
141.5
131.5
API°
DENSIDAD
MAYOR A 31,1
MENOR A 0,86
22,3 – 31,1
0,87 – 0,92
10 – 22,3
0,92 - 1
MENOR A 10
MAYOR A 1 APLICACION
TIPOS DE YACIMIENTOS
LOS YACIMIENTOS PUEDEN SER PETROLÍFEROS Y GASÍFEROS, PERO NOS ENFOCAREMOS A NUESTRO ANÁLISIS DE ACUERDO A SU COMPOSICIÓN Y RELACIÓN GAS – PETRÓLEO, PARA ELLO ES IMPORTANTE ENTENDER EL DIAGRAMA DE FASES Y SUS CONCEPTOS PARA PODER CLASIFICAR EL RESERVORIO DE ACUERDO AL ANÁLISIS PVT
DIAGRAMA DE FASES (PRESION - TEMPERATURA) CONCEPTOS IMPORTANTES
1.- Propiedades intensivas: viscosidad, densidad, temperatura 2.- Curva de burbujeo: P min. Liquido aparece primera burbuja de gas 3.- Curva de rocío: P min. gas aparece primera gota de liquido 4.- Región de dos fases: L y V 5.- Cricondenbar: Pmax. Coexisten en equilibrio el L y G 6.- Cricondenterma: Tmax. Coexisten en equilibrio el L y G
DIAGRAMA DE FASES (PRESION - TEMPERATURA) Son utilizados para: Clasificar los reservorios clasificar naturalmente los sistemas de Hidrocarburos Describir el comportamiento de fases del fluido.
CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS: Los reservorios de HC son clasificados de acuerdo a: Composición de la mezcla de hidrocarburos. Presión y temperatura inicial del reservorio. Presión y temperatura de producción en superficie. El comportamiento termodinámico de una mezcla natural de HC, puede ser utilizado para propósitos de clasificación, tomando como base el diagrama del comportamiento de las fases Se clasifican en: Reservorios de petróleo Reservorios de gas
CLASIFICACION DEL RESERVORIO: A. Clasificación de los reservorios según el Diagrama de fases de los fluidos 1.- Yacimientos Sub saturados 2.- Yacimientos Saturados B. Clasificación de los reservorios de Hidrocarburos según el tipo de Hidrocarburos 1.- Petróleo Negro 2.- Petróleo de bajo rendimiento 3.- Petróleo Volátil , de alto rendimiento 4.- Petróleo cerca del punto critico C. Reservorios de Gas 1.- Gas condensado o Retrógrado 2.- Gas Húmedo 3.- Gas Seco 4.- Gas condesado retrogrado cerca del punto critico D. Clasificación de los Yacimientos según los Mecanismos Naturales de Producción 1.- Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje Hidráulico presión con inyección de agua. 2.- Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Gas en Solución 3.- Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Capa de Gas 4.- Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Gravedad
A.- CLASIFICACION DEL RESERVORIO SEGÚN EL DIAGRAMA DE LOS FLUIDOS: •
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RESERVORIOS DE PETRÓLEO SUB SATURADO RESERVORIOS DE PETRÓLEO SATURADO
A1.- RESERVORIOS DE PETRÓLEO SUBSATURADO En yacimientos petrolíferos donde:
Pws es mayor que Pb flujo de una fase liquida (petróleo) para Pwfs>Pb y flujo bifásico cuando se tenga Pwfs
A2.- RESERVORIOS DE PETRÓLEO SATURADO Cuando la presión inicial del reservorio esta en el del punto de burbuja, Pb, del fluido del reservorio, como se muestra en la Fig. 1 el reservorio es llamado reservorio saturado de petróleo.
Pws menor o= Pb Son yacimientos bifásicos
B.- CLASIFICACIÓN DEL RESERVORIO SEGÚN EL TIPO DE HIDROCARBURO En general el petróleo es comúnmente clasificado en los siguientes tipos:
PETRÓLEO NEGRO PETRÓLEO DE BAJO RENDIMIENTO PETRÓLEO DE ALTO RENDIMIENTO (VOLÁTIL) PETRÓLEO CERCA AL PUNTO CRITICO
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B1.- PETROLEO NEGRO
Tiene una amplia variedad de especies químicas que incluyen moléculas grandes, pesadas y no volátiles. El punto crítico está localizado hacia la pendiente de la curva. Las líneas (iso-volumétricas o de calidad) ESTÁN UNIFORMEMENTE ESPACIADAS y tienen un rango de temperatura amplio. Estos crudos tienen: GOR ≤ 1000 pcs/STB, el cual se incrementa por debajo del punto de burbuja. Bo ≤ 2 y API ≤ 45
B1.- PETROLEO NEGRO La curva del rendimiento de liquido , es el porcentaje del volumen del liquido en función a la presión., se aproxima a la línea de una recta, excepto en las presiones muy bajas.
B2.- PETROLEO NEGRO DE BAJO RENDIMIENTO
Este diagrama es caracterizado por las líneas de calidad que están esparcidas estrechamente cerca de la curva de Rocío.
B2.- PETROLEO NEGRO DE BAJO RENDIMIENTO En esta curva se muestran las características de rendimiento de esta categoría de petróleo como ser:
B3.- PETROLEO VOLATIL Petróleo volátil (alto rendimiento), caracterizado por las líneas de calidad están juntas y estrechas cerca del punto de burbuja y están ampliamente esparcidas a bajas presiones.
Caracterizadas por poseer temperaturas menores al de punto critico pero muy cercanas ala curva del punto de burbuja, por lo que el hidrocarburo presente tiene alto contenido de gas.
B3.- PETROLEO VOLATIL Esta caracterizado por su alto rendimiento del liquido inmediatamente por debajo del punto de burbuja. Sus propiedades de este petróleo son:
B4.- PETROLEO CERCA DEL PUNTO CRITICO Considerada así cuando la temperatura del reservorio esta cerca de la temperatura critica. Además porque las líneas de calidad convergen al punto critico.
B4.- PETROLEO CERCA DEL PUNTO CRITICO Este tipo de petróleo esta caracterizado por su alto rendimiento del liquido inmediatamente por debajo del punto de burbuja. Sus propiedades de este petróleo son: •
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Factor volumétrico de petróleo mayor a 2 bbl/STB Relación Gas-petroleo mas de 3000 pc/STB Gravedad del petróleo entre 45 -55° API Las composiciones son de 12,5 20% mol de heptano plus, 35% o mas de etano y el resto de metanos
C.- CLASIFICACIÓN DE LOS RESERVORIOS DE GAS: 1.- GAS CONDENSADO O RETRÓGRADO 2.- GAS SECO 3.- GAS HÚMEDO 4.- GAS CONDESADO RETROGRADO CERCA DEL PUNTO CRITICO
C.- RESERVORIOS DE GAS El fluido del yacimiento esta compuesto predominantemente de METANO, pero se encuentran cantidades considerables de HC pesados Es considerado un reservorio de gas: Temperatura del reservorio MAYOR Temperatura Critica del fluido Los reservorios que producen gas natural pueden ser clasificados, esencialmente, en cuatro categorías son:
1.- Reservorio de gas con condensación Retrograda 2.-Reservorio de gas seco 3.- Reservorio de gas húmedo 4.- Reservorio de gas condensado cerca del punto Critico
C1.- RESERVORIOS DE GAS CONDENSACION RETROGRADA Es clasificado como reservorio de condensación retrograda cuando:
Tc (critica) – Ty – Tct (cricondermica) El fluido existe como un gas a las condiciones iniciales del reservorio, cuando la presión del reservorio declina con una temperatura constante, la línea del punto de roció es cruzada y se forma líquido en el reservorio: Este líquido se forma en el sistema de la tubería en el separador debido al cambio de presión y temperatura
p=baja
T=ctte Tc
Tct
C2.- RESERVORIOS DE GAS HUMEDO
Se presenta en la Fig. en ella se puede observar que la temperatura del reservorio es mayor que la cricontermica de la mezcla, por tal razón NUNCA se integran las dos fases en el reservorio, únicamente existe la fase gaseosa en el reservorio, si el reservorios agotado isotermicamente a lo largo de la línea vertical A- B. Tct
Ty
C3.- RESERVORIOS DE GAS SECO Estos reservorios contienen principalmente METANO, con pequeñas cantidades de etano y más pesados, el fluido de este reservorio entran en la región de dos fases a condiciones de superficie, durante la explotación del reservorio.
C3.- RESERVORIOS DE GAS SECO Teóricamente los reservorios e gas seco no producen líquidos en la superficie, por ende, la diferencia entre un gas seco y un gas húmedo es arbitraria y generalmente en sistemas de HC que produzcan con relaciones gas – petróleo mayores a 120,000PCS/Bbls se considera seco
C4.- RESERVORIOS DE GAS CONDENSADO CERCA DEL PTO. CRITICO Es clasificado como reservorio de gas –condensado cerca del punto critico. Si la temperatura del reservorio Ty esta cerca de la temperatura critica Tc. Como se muestra en la Fig. la mezcla de HC
C4.- RESERVORIOS DE GAS CONDENSADO CERCA DEL PTO. CRITICO El comportamiento volumétrico de esta categoría de gas natural es descrito a través de la declinación isotérmica de la presión como se muestra en la línea vertical de 1 – 3 en la fig. Todas las líneas de calidad convergen en el punto critico, un aumento rápido del liquido ocurrirá inmediatamente por debajo del punto de roció como la presión es reducida en el punto 2 Este comportamiento puede ser justificado por el hecho de que varias líneas de calidad son cruzadas rápidamente por la reducción isotérmica de la presión.
TEMA 2 PROPIEDADES FÍSICAS DEL FLUIDO TEMA 2.1 PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS
EL PETRÓLEO Y EL GAS NATURAL SON MEZCLAS DE HC SUMAMENTE COMPLEJAS EN SU COMPOSICIÓN QUÍMICA, QUE SE ENCUENTRAN A ELEVADAS TEMPERATURAS Y PRESIONES EN EL YACIMIENTO.
PROPIEDADES DE LOS HIDROCARBUROS El conocimiento de estas propiedades, capacitara al ingeniero para evaluar la producción en condiciones de superficie o estándar de un volumen unitario de fluido. Estos datos son necesarios para determinar el comportamiento del yacimiento
Un análisis PVT es costoso y muchas veces se trata de yacimientos viejos que no poseen ésta información o muy nuevos que todavía no han sido evaluados. Por éstas razones se han desarrollado una serie de ecuaciones o Correlaciónes empíricas que permitan determinar las propiedades de los fluidos del yacimiento. A continuación se presentan las principales características del gas y el petróleo y las Correlaciónes más usadas en su determinación.
PROPIEDADES DE LOS HIDROCARBUROS Existen varias técnicas de muestreo para obtención de muestras de fluido representativo del yacimiento para su posterior análisis de las relaciones: presión, volumen y temperatura (análisis P.V.T.): Muestreo de fondo Muestreo por recombinación Muestreo por separación de corrientes de flujo
PROPIEDADES FISICAS DEL GAS NATURAL El gas es definido como un fluido homogéneo de baja viscosidad y densidad que no tiene un volumen definido pero que se expande completamente hasta llenar un determinado espacio Las propiedades que están incluidas en el análisis P.V.T. son los siguientes:
Ma S.G. Z ρg V Cg Bg μg.
COMPORTAMIENTO DE LOS GASES IDEALES Basados en la teórica cinética de los gases la ecuación matemática llamada ECUACIÓN DE ESTADO puede ser derivada de las relaciones existentes entre la presión, volumen y temperatura y que tenga una determinada cantidad de moles de gas n. Esta relación para estos gases es llamada también la ley de gases ideales donde: P*V= nRT
Donde: p = presión absoluta, psia V = volumen, ft3 T = temperatura absoluta, °R n = numero de moles del gas, lb – mol R = constante universal de los gases, 10.730(psia) (ft3) / (lb-mol)(°R)
COMPORTAMIENTO DE LOS GASES REALES Se ha observado que si el volumen se comprime a la mitad de su volumen original, la presión resultante será menor en dos veces a la presión inicial; es decir, el gas es mas compresible que el gas perfecto, esto se debe a que las moléculas de los gases reales tienen dos tendencias: 1) Se apartan entre si por su constante movimiento cinético y 2) Se atraen por las fuerzas eléctricas. Esta disminución del volumen a menos de la mitad si se dobla la presión, se dice que el gas es súpercompresible y el causante de este comportamiento es el factor de compresibilidad o también llamado factor de desviación del gas y su símbolo es z. siendo la relación: PV = ZnRT
1.- PESO MOLECULAR APARENTE (Ma)
Si yacimiento inicial representa una fracción molar de un componente de la mezcla de gas, el peso molecular aparente matemáticamente esta definido con la siguiente ecuación: Ma = ∑ yi*Mi Donde: Ma = peso molecular aparente de la mezcla de gas, lb/lb-mol Mi = peso molecular del i- avo componente de la mezcla yi = fracción molar del componente i en la mezcla
2.- GRAVEDAD ESPECIFICA DEL GAS (S.G) Se define como la relación entre su densidad y la densidad del aire. En el campo ésta propiedad se mide fácilmente en la cabeza del pozo, por lo tanto, es usada como una indicación de la composición del gas. La gravedad específica del gas es proporcional a su peso molecular, PM, cuando éste se mide a bajas presiones donde el comportamiento del gas se aproxima a la idealidad γg = ρg/ρaire
(gamma)g
γg = {PscMa/RTsc}/{PscMaire/RTsc}
O también Donde:
γg = Ma/M aire = Ma/28.96
γg = gravedad especifica del gas ρ aire = densidad del aire,
Maire = peso molecular aparente del aire = 28.96 Ma = peso molecular aparente del gas Psc = presión Standard, psia Tsc = temperatura Standard, °R
2.- VOLUMEN STANDART (Vsc) Para numerosos cálculos de ingeniería es muy conveniente determinar el volumen ocupado por 1 lb – mol de gas con referencia a una presión y temperatura. Esas condiciones de referencia son usualmente 14.7 psia y 520°R, que son referidas como condición standart. Aplicando estas condiciones y utilizando la ecuación y determinado el volumen a estas condiciones:
Vsc= nRTsc /Psc
(scf)
Donde: Vsc = volumen sc. Scf/lb-mol scf = standart cubic ft3 Tsc = Standard temperatura, °R Psc = Standard presión, psia. P*V = (m/M)RT
3.- DENSIDAD DEL GAS La densidad esta definida como la relación de la masa por la unidad de volumen
∗ = = ∗∗
ρg = pMa/RT
(caso de gas ideal)
Donde ρg = densidad del gas, lb/ft3. Ecuación de estado : P*V = (m/M)RT Donde: m: peso del gas , lb M = peso molecular, lb/lb-mol
4.- MASA PRODUCIDA DIARIA DEL GAS Masa de gas diaria producida: Mg =(n)*(Ma) n= numero de moles Ma= masa aparente del gas
5- VOLUMEN ESPECIFICO DEL GAS El volumen especifico esta definido como el volumen ocupado por la unidad de masa del gas.
v
V m
*T p R* M
Donde: v = volumen especifico, ft3/lb ρg = densidad el gas, lb/ ft3
a
PROPIEDADES PSEUDO CRITICAS DEL GAS (Ppc,Tpc) Por encima de esta temperatura no es posible condensar un gas aumentando la presión. La temperatura y presión pseudo crítica es característica de cada sustancia. Y se calcula con las siguientes formulas
P Pc i1Yi * Pci
T Pc i1 Yi * Tci
PROPIEDADES PSEUDO REDUCIDAS DEL GAS (Ppr,Tpr) Estas propiedades nos permiten calcular el factor de compresibilidad Z Y se calculan con las siguientes formulas:
T Pr
P Pr
T
T PC P
P
PC
7.- FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS (Z) Una vez hallada las propiedades pseudo reducidas procedemos a calcular el factor de compresibilidad con el método grafico propuesto por: Standing Katz z
Se calcula de Presión y Temperatura pseudoreducida con Py , T del sistema respectivamente y luego se entra en la grafica para leer Z.
Tsr
7.1 FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS (Z) ECUACIÓN DE REDLICH KWONG
El método propuesto por Redlich Kwong, es un método iterativo por lo cual presenta menos errores que el gráfico propuesto por Standing Katz
Z
h
1 1 h
0,08664 * Ppr Z * Tpr
4,934
h
*( ) Tpr 1 h
Ppr
1.5
P
P pc
Tpr
T
T pc
METODO DE STANDING (1977)
Caso 1: Sistemas de gas natural Tpc = 168+325 γg-12.5 γg2 Ppc = 677+15.0 γg-37.5 γg2 Caso 2: Sistemas de gas – condensado Tpc = 187+330 γg -71.5 γg 2 Ppc = 706-51.7 γg -11.1 γg2 Donde: Ppc = presión pseudo critica, psia Tpc= temperatura pseudo critica,°R γg S.G. = gravedad especifica de la mezcla de gas
EFECTOS DE LOS COMPONENTES NONHYDROCARBON EN EL FACTOR Z Método de corrección Wichert-Aziz T`pc = 169.2 -349.5 Yg- 70.0 γg2 P`pc = 756.9- 131.07 γg – 3.6 γg2 A continuación se efectúa un ajuste a las propiedades pseudocriticas usando los parámetros Wichert & Aziz: Tpr
T T ´ pc
T`pc = Tpc - Є
Є = 120(Y Co2+H2S0.9 –
Ppr
P ´ pc
P P ` pc
PpcT ` pc Tpc Y H 2 S (1 Y H 2 S ) E
Y Co2+H2S1.6)+ 15(Y Co2+H2S0.9 – Y Co2+H2S4)
EFECTOS DE LOS COMPONENTES NONHYDROCARBON EN EL FACTOR Z Método de corrección Carr-Kobayasi-Burrows
Tpr
T T ´ pc
Ppr
T`pc = Tpc -80 Yco2+130 γH2S-250 γN2 P`pc = Ppc+440 γCO2 +600 γH2S -170 YN2
P P ` pc
8.- COMPRESIBILIDAD DEL GAS (Cg) Es una propiedad de la materia a la cual se debe que todos las sustancias que tienden a disminuir de volumen al someterlos a una presión o compresión determinada manteniendo constantes otros parámetros. Por definición la compresibilidad del gas es el cambio de volumen por unidad de volumen debido a un cambio unitario de la presión, expresada matemáticamente: Cg = -1/V [dV/dp] Cg
1 dV
V dp T
cg= 1/p*1/z*{dz/dp} T Para el gas ideal, z=1 y [dz/dp]T=0 cg= 1/p
(1/psia)
8.1.- COMPRESIBILIDAD SEUDOREDUCIDA DEL GAS (Cgr) Correlación de Trube: Trube, presentó una correlación gráfica de los coeficientes isotérmicos de compresibilidad de gases naturales. Con Psr y Tsr se encuentra y se obtiene cgr.
Para gases naturales Valores Cgr mayores a 0,1
8.1.- COMPRESIBILIDAD SEUDOREDUCIDA DEL GAS (Cgr) Correlación de Trube: Trube, presentó una correlación gráfica de los coeficientes isotérmicos de compresibilidad de gases naturales. Con Psr y Tsr se encuentra y se obtiene cgr.
Para gases naturales Valores Cgr menores a 0,1
9.- FACTOR VOLUMETRICO DEL GAS (Bg) Es un factor , relaciona el volumen del gas en condiciones del yacimiento con el volumen del mismo en superficie, a @ normales, Psc y Tsc, Cuando Psc es 14.7 y Tsc es 60°F. Algunas relaciones comúnmente utilizadas son las siguientes: Bg = 0.02827 zT/p (ft3/PCS) Bg = 0.00504 zT/p (bbl/PCS) Bg = 35.35 zT/p (PCS/ ft3) Bg = 198.4zT/p (PCS/bbl) El reciproco al Bg se denomina como el factor de expansión y esta designado con el símbolo Eg donde: Eg = 35.37 p/zT (scf/ ft3)
10.- VISCOSIDAD DEL GAS (μg) La viscosidad del gas depende de la temperatura, presión y composición del gas. Se mide en laboratorio ya se puede estimar con bastante precisión con los gráficos y correlaciones de Lee y Carr, Kobayasi y Burrow.
k exp( x y )
0.00094 (2 x10 T 6
k
1.5
( 209 19 M g T )
pM g zRT
X 3.5
986 T
0.01 Mg
2,4 0,2 ∗
donde: μg = viscosidad del gas. cp
p = presión, psia T = temperatura, °R Mg= peso molecular del gas, 28.97* γg
10.- VISCOSID VISCOSIDAD AD DEL GAS (μg) Método de Lee, Gonzales y Eakin (corregida) Determinaron en base a las ecuaciones semi-empiricas, en el laboratorio la viscosidad de 4 gases naturales con impurezas (CO2, H2S) a diferentes P y T, a partir de los datos experimentales generaron las siguientes correlaciones: ∗ 10− ∗ ∗
a
,+,∗ , ,+,∗+
3,448
986,4
0, 0,0 0100 009 9 ∗
2, 2,447 0,2224 ∗
Donde: ρg= densidad del gas, gr/cc Es aplicable esta correlación de Lee , para los siguientes rangos: 100 psia< p < 8,000 psia 100ºF < ºF < 340º F
TEMA 2 PROPIEDADES FÍSICAS DEL FLUIDO TEMA 2.2 PROPIED PROPIEDADES ADES FÍSICAS DEL PETRÓLE PETRÓLEO O
EL PETRÓLEO Y EL GAS NATURAL SON MEZCLAS DE HC SUMAMENTE COMPLEJAS EN SU COMPOSICIÓN QUÍMICA, QUE SE ENCUENTRAN A ELEVADAS TEMPERATURAS Y PRESIONES EN EL YACIMIENTO.
PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO Las propiedades FISICAS de interés primario para los estudios de ingeniería petrolera son los siguientes:
Que nos permitirán evaluar el comportamiento de la fase volumétrica del reservorio
GRAVEDAD DEL PETROLEO CRUDO La gravedad especifica del petróleo esta definida como la relación de la densidad del petróleo y la del agua. Ambas densidades serán medidas a 60 °F y a la presión atmosférica:
0
o w
Donde: γo = gravedad especifica del petróleo ρo= densidad del crudo, lb/ft3 ρw= densidad del agua, lb/ft3
La densidad del agua es aproximadamente de 62.4 lb/ft3 entonces tendremos que: ρo= γo/62.4
GRAVEDAD DEL PETROLEO CRUDO En la industria petrolera se hace referencia a una escala en °API cuya relación matemática es la siguiente:
API
141.5 o
131.5
Rs del PETROLEO CRUDO Es la cantidad de gas en solución que tiene el crudo (disuelto dentro de el). Esta propiedad determina el tipo de crudo de acuerdo a su cantidad de gas disuelto:
SOLUBILIDAD DEL GAS (Rs) EN EL PETROLEO CRUDO
Existen correlaciones empíricas que son muy comunes su utilización en los cálculos: Standing, Vásquez – Beggs, Glaso, Marhoum, Petrosky – Farsad. Las que desarrollaran son las siguientes porque mostraron menos margen de error. Correlación de Standing correlación de Glaso
SOLUBILIDAD DEL GAS (Rs) EN EL PETROLEO CRUDO CORRELACIÓN DE STANDING P Rs g ( s 1.4)(10) X 18.2
1.2048
x 0.0125º API 0091(T 460)
Donde: Ps = presión del sistema, psia T = temperatura del sistema, °R = gravedad especifica del gas en solución
SOLUBILIDAD DEL GAS (Rs) EN EL PETROLEO CRUDO CORRELACIÓN DE GLASSO 1.2255
API * Rs g ( )( P b ) 0.172 (T 460) 0.5 x 2.8869 14.1811 3.3093 log( P ) 0.989
Donde: P*b = 10x
GOR del PETROLEO CRUDO Es la relación Gas - Aceite inicial (gas oil Ratio) indica que tanto gas hay por cada barril de crudo, todo en condiciones estándar (presión de 14,7 psi, temperatura 60° F). El volumen del gas se mide en pies cúbicos estándar (SCF). El crudo se mide en barriles en tanque de almacenamiento (STB). Esta relación es clave para determinar el tipo de crudo en un yacimiento
DENSIDAD DEL PETROLEO CRUDO Existen varios métodos confiables para hallar la densidad del petróleo. En base a parámetros de fluido y la composición disponible:
o
0 * w
CORRELACIÓN DE STANDING PARA PETRÓLEOS SATURADOS
DENSIDAD DEL PETROLEO CRUDO CORRELACIÓN DE AHMED PARA PETRÓLEO SATURADO Desarrollo esta ecuación para la estimación de la densidad del petróleo a condiciones estándar basado al calculo de al peso molecular aparente de las interpretaciones disponibles de PVT en los sistemas de hidrocarburos. Expresando el peso molecular aparente de la siguiente manera:
DENSIDAD DEL PETROLEO CRUDO CORRELACIÓN DE AHMED PARA PETRÓLEO SATURADO Si el peso molecular a condiciones de tanque no esta disponible, la densidad del petróleo a condiciones estándar puede ser estimada con la siguiente ecuación:
DENSIDAD DEL PETROLEO CRUDO CORRELACIÓN DE VASQUEZ BEGGS PARA PETRÓLEOS SUB SATURADOS
CORRELACIÓN DE AHMED PARA PETRÓLEOS SUB SATURADOS
VISCOSIDAD DEL PETROLEO CRUDO La viscosidad se define también como la resistencia interna al flujo de los fluidos. La viscosidad de los líquidos se incrementa al aumentar la presión, causando únicamente la compresión del liquido, disminuye cuando se incrementa la temperatura. Se clasifica en tres categorías: Petróleo pesados, saturado y subsaturado Métodos de cálculo de la viscosidad para petróleos pesados. • Correlación Beal • Correlación Chew- Connally • Correlación Beggs – Robinson • Correlación Egbogah Métodos de cálculo de la viscosidad para petróleos saturados. • Correlación Chew- Connally • Correlación Beggs – Robinson Métodos de cálculo de la viscosidad para petróleos subsaturados. • Correlación Vásquez – Beggs. • Correlación Egbogah
VISCOSIDAD DEL PETROLEO CRUDO
VISCOSIDAD DEL PETROLEO CRUDO CORRELACIÓN DE BEAL PARA PETRÓLEOS MUERTO Beal desarrollo una ecuación para calcular la viscosidad del petróleo muerto acuerdo como una función de la temperatura y la gravedad API.
PARA PETRÓLEOS MUERTO
VISCOSIDAD DEL PETROLEO CRUDO CORRELACIÓN DE BEGGS- ROBINSON Fue desarrollada en 1975 en base a 460 muestras las cuales dio una expresión matemática que mostramos a continuación:
PARA PETRÓLEOS MUERTO
VISCOSIDAD DEL PETROLEO CRUDO CORRELACIÓN DE GLASSO Propuso la correlación matemática generalizada que se muestra a continuación:
PARA PETRÓLEOS MUERTO
VISCOSIDAD DEL PETROLEO CRUDO CORRELACIÓN DE CHEW - CONNALLY Propuso la correlación matemática que ajusta el petróleo muerto de acuerdo a la solubilidad del gas a la presión de saturación.
PARA PETRÓLEO SATURADO
VISCOSIDAD DEL PETROLEO CRUDO CORRELACIÓN DE BEGGS- ROBINSON En 1975 propusieron la correlación empírica, para la estimación de la viscosidad de petróleo saturados
PARA PETRÓLEO SATURADO
VISCOSIDAD DEL PETROLEO CRUDO Las presiones superiores al de punto de burbuja los datos de viscosidad solamente están referidos a la presión de punto de burbuja no así a la presión del reservorio.
CORRELACIÓN DE BEAL
CORRELACIÓN DE KHAN
PARA PETRÓLEO SUB SATURADO
VISCOSIDAD DEL PETROLEO CRUDO CORRELACIÓN DE VASQUEZ - BEGGS
PARA PETRÓLEO SUB SATURADO
VISCOSIDAD DEL PETROLEO CRUDO CORRELACIÓN DE VASQUEZ – BEGGS CORREGIDO POR BEGGS Y ROBINSON
PARA PETRÓLEO SUB SATURADO
COMPRESIBILIDAD DEL PETROLEO CRUDO (Co) El volumen de petróleo que sufre cambios cuando existe gas en solución debido a los efectos de presión y temperatura que se producen en el fluido permitiendo la compresión del mismo. Siendo esto el producto del factor volumétrico del petróleo
CORRELACIONES PARA PETRÓLEO SUB SATURADO
CORRELACIÓN DE VASQUEZ - BEGGS
COMPRESIBILIDAD DEL PETROLEO CRUDO (Co) CORRELACIONES PARA PETRÓLEO SATURADO CORRELACIÓN DE AHMED
FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLE PETROLEO O CRUDO (Bo) Los volúmenes del petróleo que se manejan en un reservorio sufren cambios considerables debidos principalmente a la presencia del gas disuelto. Estos cambios se contemplan mediante el factor de volumen de petróleo que se define como el volumen de petróleo en el reservorio medido en condiciones de reservorio mas su gas disuelto, entre el volumen de petróleo medido a las condiciones de superficie, que se expresa a continuación
FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLE PETROLEO O CRUDO (Bo) CORRELACIONES PARA PETRÓLEO SATURADO CORRELACIÓN DE STANDING
CORRELACIÓN DE GLASSO
FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLE PETROLEO O CRUDO (Bo) CORRELACIÓN DE VASQUEZ - BEGGS La correlación propuesta fue basada de 6000 medidas a diferentes presiones, utilizando técnica de regresión encontrando la siguiente ecuación:
FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO CRUDO (Bo) CORRELACIONES PARA PETRÓLEO SUB SATURADO Con el incremento de la presión por encima de la presión de burbuja, el factor volumétrico del petróleo decrece debido a la compresión, por lo tanto el factor volumétrico por encima de esta presión es ajustada isotérmicamente con el coeficiente de compresibilidad, como lo describimos a continuación
FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO CRUDO (Bo) CORRELACIONES PARA PETRÓLEO SUB SATURADO CORRELACIÓN DE VASQUEZ - BEGGS
CORRELACIÓN DE AHMED
TENSION SUPERFICIAL DEL PETROLEO CRUDO (σ) La tensión superficial está definida como la fuerza ejercida en el limite de demarcación entre una fase líquida y una fase del vapor por una unidad de longitud. Esta fuerza se origina por las diferencias entre las Fuerzas moleculares en la fase del vapor y de la fase líquida, y también por el desequilibrio de estas Fuerzas en la interfase. Los parámetros que correlaciona la relación son M el peso molecular del componente puro, las densidades de ambas fases, y una temperatura recién introducida parámetro independiente Pch. La relación es expresada matemáticamente en la siguiente forma:
P ( v ch L M
4
Donde: σ es la tensión superficial en dynas por cm2 Pch es un parámetro independiente de la temperatura y es llamado ( parachor).
TENSION SUPERFICIAL DEL PETROLEO CRUDO (σ) Fanchi (1985) elaboro la correlación del parachor con el peso molecular con simple ecuación lineal. Esta ecuación únicamente valida para los componentes mas pesados que el metano, esta ecuación tiene la siguiente forma: (Pch)i =69.9 +2.3 Mi donde : Mi =peso molecular del componente i (Pch)i =parachor del componente i Para una mezcla compleja de HC, Katz y otros(194) empleo la correlación de Sugden para mezclas con la introducción de dos fases. n
1/ 4
( P ) i ( A xi B yi ) i
TENSION SUPERFICIAL DEL PETROLEO CRUDO (σ) Donde los parámetros A Y B están definidos como: Axi =ρo/ (62.4*Mo) Donde:
Byi =ρg/ (62.4*Mg)
ro = densidad de la fase de petróleo, lb/ft3 Mo = apparent molecular weight of the oil phase rg = density of the gas phase, lb/ft3 Mg = apparent molecular weight of the gas phase xi =mole fraction of component i in the oil phase yi=mole fraction of component i in the gas phase n =total number of components in the system
MECANISMOS NATURALES DE PRODUCCIÓN YACIMIENTOS DE PETRÓLEO El empuje de petróleo hacia los pozos se efectúan por la presión y temperatura natural que tiene el yacimiento. En la práctica se ha determinado que este siguiente factores: * EMPUJE POR CASQUETE DE GAS LIBRE * EMPUJE POR GAS DISUELTO * EMPUJE POR AGUA * EMPUJE POR GRAVEDAD
se puede derivar por los
1.- EMPUJE POR CASQUETE DE GAS LIBRE
En este tipo de yacimiento, bajo las condiciones originales de P y T, están relacionadas con la profundidad. Existe un equilibrio entre el gas libre y el petróleo presente a una determinada presión y temperatura. Al poner el pozo a producir controladamente, la diferencia entre la presión del yacimiento y la presión el cabezal del pozo (presión de flujo) hacen que el petróleo y el gas disuelto en éste lleguen a la superficie.
1.- EMPUJE POR CASQUETE DE GAS LIBRE
El control del volúmen de flujo en la superficie se hace mediante la instalación de un estrangulador o reductor de diámetro de la tubería de producción en el cabezal del pozo. El estrangulador empleado para mantener el régimen de producción más eficiente de acuerdo con la energía natural del yacimiento, de manera que la relación gas petróleo lograda durante el periodo de extracción primaria varíe en el más alto porcentaje de petróleo en el yacimiento.
1.- EMPUJE POR CASQUETE DE GAS LIBRE Para permitir el flujo del petróleo hacia el pozo, la tubería de revestimiento que cubre el estrato productor se CAÑONEA a una profundidad muy por de bajo del contacto gaspetróleo. Esto se hace para evitar producir gas libre del casquete de gas. Sin embargo, al correr el tiempo y debido a la extracción de crudo del yacimiento, la presión disminuye paulatinamente y el volumen del casquete de gas aumenta, por lo cual el nivel del contacto gas-petróleo baja.
1.- EMPUJE POR CASQUETE DE GAS LIBRE CAÑONEO Es el proceso de crear abertura a través de la tubería de revestimiento y el cemento, para establecer comunicación entre el pozo y las formaciones seleccionadas. Las herramientas para hacer este trabajo se llaman cañones.
CAÑONEO HERRAMIENTA DEL CAÑONEO
CAÑONEO
CAÑONEO DIRECCION DE CARGAS
1.- EMPUJE CON CASQUETE DE GAS LIBRE Por su mecanismo y características de funcionamiento, el casquete o empuje de gas ofrece la posibilidad de una extracción primaria de petróleo de 15 a 25 %. Por tanto, al terminar la efectividad primaria del mecanismo, debido al abatimiento de la presión y producción del gas, queda todavía por extraerse 75 a 85% del petróleo descubierto.
Para lograr la extracción adicional de crudo por flujo natural se recurre entonces a la vigorización del mecanismo mediante la inyección de gas o de gas y agua para restaurar la presión
2.- EMPUJE POR GAS DISUELTO. DISUELTO. En este tipo de mecanismo no existe capa o casquete de gas. Todo el gas disuelto en el petróleo y el petróleo mismo, forma una sola fase, fase , a presión y temperaturas originalmente altas en el yacimiento. Al comenzar la etapa de producción, el diferencial de presión creado hace que el gas comience a expandirse y arrastre el petróleo del yacimiento hacia los pozos durante cierta parte de la vida productiva del yacimiento. Eventualmente, a medida que se extrae petróleo, se manifiesta la presión de burbujeo en el yacimiento y comienza a desarrollarse el casquete o capa de gas en el yacimiento, yacimiento , inducida por la mecánica de flujo.
2.- EMPUJE POR GAS DISUELTO. DISUELTO.
Este tipo de extracción es considerado más eficiente que el de casquete de gas. La práctica ha demostrado que la extracción primaria puede alcanzar de 20 a 40% del petróleo en sitio. La relación de gas disuelto en el petróleo es importante y el volumen de gas disuelto en el petróleo esta en función de la presión y temperatura en el yacimiento y las características del crudo.
2.- EMPUJE POR GAS DISUELTO. DISUELTO. Algunas veces puede ser que la presencia de agua en el fondo del yacimiento constituyan latente mecanismo de expulsión. expulsión. Para la inyección de gas o de agua, previo los estudios requeridos, se escogerán pozos claves existentes que puedan ser convertidos a inyectores o se abrirán nuevos pozos para tales fines.
3.- EMPUJE POR AGUA Un mecanismo de empuje, por el cual el petróleo es empujado a través del yacimiento por un acuífero activo. A medida que el yacimiento se agota, el agua que ingresa desde el acuífero, que se encuentra debajo; desplaza al petróleo HASTA: 1.- Que la energía del acuífero se agota o 2.- El pozo finalmente produce demasiada agua para ser viable. La tubería de revestimiento de los pozos se perfora a bala o cañonea bastante por encima del contacto agua-petróleo para evitar la producción de agua muy tempranamente.
3.- EMPUJE POR AGUA Es considerado el mecanismo natural más eficiente para la extracción de petróleo. Su presencia y actuación puede lograr que se produzca hasta 60% y quizás más del petróleo en sitio.
3.- EMPUJE POR AGUA Cuando se detecta el influjo drástico del agua se procede a analizar los estudios de comportamiento preparados sobre el yacimiento. Es posible que lo más recomendable sea aislar por cementación forzada las perforaciones por donde esta fluyendo el agua y cañonear el revestidor a más alto nivel del contacto aguapetróleo. O en caso de conificación, con cerrar el pozo por cierto tiempo se produce la desaparición del cono al equilibrarse el contacto aguapetróleo.
CONIFICACION El cambio producido en los perfiles de los CONTACTOS AGUA/PETRÓLEO O GAS/PETRÓLEO como resultado de las caídas de presión durante la producción. El cono se produce debido a la movilidad con que el agua y el petróleo se desplazan hacia el pozo. En este caso, la relación de movilidad petróleo-agua favorece al agua y hace que el petróleo quede rezagado. Tiene lugar en los pozos verticales o levemente desviados y es afectada por las características de los fluidos involucrados y la relación entre la (K) horizontal y vertical.
4.- EMPUJE POR GRAVEDAD
Generalmente, los estratos tienen una cierta inclinación o buzamiento que de un punto a otro crea un desnivel. Este buzamiento se expresa en grados y puede ser muy pequeño (2º), o puede ser muy empinado (45º) o más. Mientras más alto sea el buzamiento, mayor oportunidad tendrá el petróleo escurrirse buzamiento abajo.
4.- EMPUJE POR GRAVEDAD
Si la capa de gas es activa, los pozos ubicados buzamiento arriba empezarán a mostrar incrementos en su relación gas-petróleo durante cierta época de su vida productiva. El mantenimiento de la presión del yacimiento por la inyección de gas equivaldría a que la masa de gas actuara como émbolo que comprime y desplaza el petróleo hacia los pozos ubicados buzamiento abajo, los cuales tendrán mucho más tiempo de incrementar su relación gas-petróleo, según su posición estructural.
4.- EMPUJE POR GRAVEDAD
Los pozos buzamiento abajo empezarán a producir agua cuando el contacto aguapetróleo haya subido a los intervalos donde fue cañoneado el revestidor. La ubicación de los pozos es muy importante para poder obtener el mayor provecho de producción de petróleo durante el más largo tiempo sin que se produzca gas del casquete, o agua en el caso de avance del contacto aguapetróleo.
