Yacimientos de Petroleo Subsaturado: Factores Volumetricos olumetri cos Enero 18, 2009 490 El factor volumétrico del petróleo o factor volumétrico del fluido de la formación, abreviado FVF y símbolo Bo, puede definirse, a cualquier presión, como el volumen en barriles que un barril en condiciones estándar ocupa en la formación (yacimiento), es decir, a la temperatura del yacimiento y con el gas disuelto que puede retener el petróleo a esa presión. Debido a que la temperatura y el gas disuelto aumentan el volumen del petróleo fiscal, este factor será siempre mayor que la unidad. Cuando todo el gas presente p resente esta disuelto en el petroelo, es decir, a la presión del punto de burbujeo, un aumento adicional en la presión reduce el volumen en proporción de la comprensibilidad del líquido. Como ya se mención anteriormente, los factores volumétricos depende n del proceso de liberación del gas, el cual será estudiado en el tema de datos PVT. Factor volumétrico total, de dos fases o bifásico, Bt, definido como el volumen en barriles b arriles que ocupa un barril fiscal junto con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier cua lquier presión y temperatura. En otras palabras, incluye el volumen liquido Bo, mas el volumen de la diferencia entre la razón gas petróleo inicial, Rsi, y la razón gas petróleo a la presión especificada, Rs. Si el factor volumétrico del gas es Bg en barriles por pie cúbicos cú bicos estándar de gas en solución, el factor volumétrico v olumétrico total será:
B t =B o + B g (R si-Rs) Aco A cottación: ción: por encima de la presión de punto de burbujeo tenemos que Rsi=Rs, el factor volumétrico total o bifásico es igual al factor volumétrico monofásico (Bo) del petróleo. Por debajo del punto de burbujeo, a medida que la presión disminuye el factor volumétrico total aumenta debido a la liberación de gas de la solución y a la continua expansión del gas liberado de la misma.
Relación gas – petróleo de producción Octubre 12, 2008 625
La generación de petróleo en producción está dada por los pies cúbicos normales de gas o volumen de gas producidos entre los barriles normales de crudo producidos. Ejemplo; un pozo que está produciendo un fluido tiene petróleo, tiene gas y puede tener agua, si yo divido el volumen de gas que se produjo entre el volumen de petróleo que se produjo, esto va a dar la relación gas – petróleo de producción. Esta relación de petróleo puede ser igual a la relación gas – petróleo en solución, pero puede que no dependiendo de las condiciones en el sistema.
En el gráfico de relación gas – petróleo de producción contra presión, tenemos que las condiciones iniciales de presión a un determinado valor de la relación gas – petróleo en producción (Rp), si disminuimos la presión; la relación gas – petróleo de producción permanece constante hasta que llega a la presión de burbujeo; en este punto se está produciendo gas y petróleo y el gas que se está produciendo es el gas disuelto. Por qué no se está produciendo gas libre? Porque está por debajo de la presión de burbujeo; pero si se está produciendo el gas disuelto, por lo tanto, la relación gas petróleo en producción va hacer a misma; además, tiene el mismo comportamiento de Rs.
Luego, la presión sigue disminuyendo hasta llegar por debajo de la presión de burbujeo y el comportamiento va hacer una breve reducción y luego un aumento. En el caso del aumento, la relación de gas que se está produciendo y el petróleo que se está produciendo, ahora va a hacer el gas que se contrajo en producción y el gas que esta fluyendo de los estados de solución en el petróleo, gas libre como tal no, porque en este momento no había; pero aparte del petróleo que se está produciendo está liberando gas y el petróleo que está cercano al pozo está siendo influenciado por el diferencial de presión que está ocurriendo entre el pozo y el yacimiento, ahí también hay gas liberado y ese gas que se está liberando se está yendo al pozo; porque se está yendo al pozo? Porque la razón de movilidad de este gas es menor que la del petróleo entonces el va a tender a moverse más fácil que el petróleo y va a llegar el pozo ante que el petróleo en esa zona. Entonces la cantidad de gas va aumentar, porque cerca del pozo se está sintiendo el efecto de la presión que se está originando en el pozo, porque se está modificando, a medida que esté más cerca al pozo mayor será el efecto; porque la presión es más baja. Entonc es, si la presión del yacimiento es mayor a la presión de burbujeo, no va haber liberación de gas y si la Pwf es menor que la presión de burbujeo, no va haber liberación de gas en donde la presión este por encima de la presión de burbujeo, pero en otra zona si va haber liberación de gas; es decir, que todo el petróleo que este en esa zona va hacer paralela al gas y a medida que esté más cerca del pozo, se va a liberar mas gas; porque la presión es menor, este gas que se está liberando se viene hacia el pozo. Qué produce el pozo? Lo que produce es el petróleo que viene con su gas en solución, más el gas que viene de ese petróleo que está cerca y cada vez que se reduce presión, viene más gas y entonces esa relación hay más petróleo que sube. Ahora, un punto importante es la caída que alcanza Rp después de la presión de burbujeo, la particularidad que tiene los fluidos, es que, para ellos poder moverse a través de un sistema o medio poroso tienen que formar una fase continua; si no forma una fase continua no hay flujo. Entonces cuando yo paso por debajo de la presión de burbujeo el gas se comienza a liberarse y este queda como burbujas aisladas atrapada en el medio poroso; si ese gas queda atrapado, no se va a producir. Por lo tanto, lo único que se va a producir es el gas en solución, menos el gas que quedo atrapado, en consecuencia, va a ver una disminución en el volumen de gas producido, y además va haber una pequeña caída en la relación gas – petróleo en producción a medida que se disminuye la presión y ese gas atrapado empieza a unirse con otras burbujas de gas de la zona cercana, luego que esas burbujas de gas forman una fase continua, se desplaza hacia los poros y en ese punto el proceso se revierte; es decir, ese gas que antes estaba inmóvil abajo, ahora forma una fase continua y empieza a subir. Esto significa que el punto mínimo de la relación gas – petróleo de producción, no es la condición inicial del yacimiento; el cual, el yacimiento se encuentra en la relación gas – petróleo en solución. Suponiendo que estamos por encima de burbujeo y no es justamente el punto en el que está por alcanzar la saturación de gas crítica, el gas en este caso, empieza a moverse. En el punto de menor relación gas – petróleo en producción, el gas se está liberando; pero se queda atrapado y el gas que produce, es el que queda en el petróleo como solución. Luego, se inicia un proceso, que surge a seguir disminuyendo la presión y cada vez, va quedando menos atrapado; porque forma una fase continua, logrando así el desplazamiento.
Ecuación general de balance de materiales (BM) Abril 19, 2009 384 Ecuación General de Balance de Materiales El ingeniero de petróleo debe ser capaz de hacer estimaciones del POES (petróleo originalmente en sitio) de un yacimiento y predecir el comportamiento y rendimiento futuro así como también el factor de recobro, De estas tres principales tareas el método de balance de materiales se enfoca en las estimaciones de hidrocarburos iniciales en sitio. Numerosos procedimientos han sido propuestos y empleados para tal fin por métodos volumétricos, sin embargo se ha hecho tanto práctico como popular el confirmar dichas estimaciones por el método de balance de materiales. La costumbre ha establecido que la ecuación de balance de materiales (EBM) sea escrita en bases volumétricas, mas no es necesario. En la forma más simple la EBM puede ser escrita como: Volumen inicial = Volumen remanente + Volumen removido Como el petróleo, gas y agua están presentes en los yacimientos petrolíferos, es visto que la EBM puede ser propuesta para el total de fluidos o por cualquiera de los fluidos presentes. Seguidamente, hay numerosas maneras de expresar las propiedades físicas de los fluidos presentes en relación entre estas propiedades. La literatura petrolera contiene gran cantidad de balance de materiales, las cuales, para el ingeniero neófito, pueden parecer diferentes, pero más por encima de la examinación crítica se encuentra que son idénticas. Las relaciones volumétricas pueden ser derivadas a las cantidad es de cambios de volumen ocurridos durante la vida de producción natural del yacimiento, el cual como es sabido puede contener agua, petróleo y/o gas en diferentes zonas, razón que conlleva a que la ecuación general de balance de materiales sea capaz de manejar cualquier distribución de fluidos que sea posible encontrar, así mismo, las relaciones volumétricas p asaran a ser gas y agua en la zona de gas, gas libre, petróleo y agua en zona de petróleo y la zona de agua libre en equilibrio con la zona de petróleo. Lo anterior puede ser reinterpretado quedando la EBM así: Vaciamiento = Mecanismos de Empuje Antes de entrar en materia es necesario denotar ciertos símbolos y definiciones para simplificar las fórmulas. La nomenclatura a continuación fue establecida po r la Sociedad de Ingenieros de Petróleo en 1956
Bo= Factor volumétrico de formación de petróleo (BY/BN) Boi= Factor volumétrico de formación de petróleo inicial (BY/BN) Bg= Factor volumétrico de formación de gas (scf/SCF) Bw=Factor volumétrico de formación de agua (B Y/BN) Cf= Compresibilidad de la roca (psi-1) Cw= Compresibilidad del agua (psi-1) m= relación entre volumen inicial de la capa de gas libre y el volumen de petróleo inicial N= petróleo original en sitio (BN) Np= Petróleo producido acumulado (STB) P= presión del yacimiento (psi) Pi= presión inicial del yacimiento (psi) Rp= Relación gas-petróleo de producción acumulada (SCF/STB) Rs= Relación gas petróleo en solución (SCF/STB) Rsi= Relación gas petróleo en solución inicial(SCF/STB) Swi= Saturación inicial de agua (% del volumen poroso ocupado por agua) We= influjo de agua acumulado (BN) Wp= agua producida acumulada (BN). Retomando el tema, el vaciamiento se refiere a la producción o hidrocarburos producidos y se escribe matemáticamente como: Np x (Bo + (Rp-Rs) x Bg) + Wp x Bw Los mecanismos de empuje se trabajan por separado teniendo: – Expansión del petróleo y gas en solución: N x (Bo – Boi +(Rsi – Rs) x Bg) – Expansión del gas en la capa de gas: N x m x Boi (Bg/Bgi – 1) – Compresibilidad de la roca y agua connata: (1 + m) x N x Boi ((Cw x Sw + Cr)/(1- Sw)) x (Pi – P) – Influjo de agua : We Finalmente la EBM queda: Np x (Bo + (Rp-Rs) x Bg) + Wp x Bw = N x (Bo – Boi +(Rsi – Rs) x Bg) + N x m x Boi (Bg/Bgi – 1) + (1 + m) x N x Boi ((Cw x Sw + Cr)/(1- Sw)) x (Pi – P) + WE Adicionalmente se pueden agregar ciertos términos a la ecuación de balance de materiales si la producción está sujeta a mecanismos de recuperación secundaria como la inyección de
fluidos, las cuales serán contabilizadas como mecanismos de empuje y por tanto, irán del lado derecho de la ecuación.
Empuje por gas en solución Noviembre 30, 2008 500
Es muy importante conocer y entender los mecanismos de producción de aceite y/o gas que actúan durante la vida de un yacimiento. La caída de presión obliga al aceite a fluir hacia los pozos, pero ese movimiento se realiza solamente si otro material llena el espacio desocupado por el aceite y mantiene la presión requerida para continuar el movimiento de los fluidos. Por lo tanto, el aceite es expulsado mediante un mecanismo de desplazamiento, siendo los principales agentes desplazantes el gas y el agua, con excepción del primero de los mecanismos. Empuje por gas disuelto liberado:
Cuando comienza en el yacimiento volumétrico la liberación del gas disuelto en el aceite, al alcanzarse la presión de saturación, el mecanismo de desplazamiento del aceite se deberá principalmente al empuje por gas disuelto liberado; el agua intersticial y la roca continuarán expandiéndose, pero su efecto resultará despreciable, sobre todo a valores grandes de saturación de gas (Sg), debido a que la compresibilidad del gas(cg) es mucho mayor, que la de los otros componentes de la formación, siempre y cuando sea reducida la segregación gravitacional. Más grados API, implican menor densidad y por lo tanto más gas en solución, por lo que el factor de volumen del aceite (Bo) y la relación de solubilidad gas-aceite (RS) son más altas y la viscosidad del aceite (Mo) es más baja. El gas liberado no fluye inicialmente hacia los pozos, sino que se acumula en forma de pequeñas burbujas aisladas, las cuales debido a la declinación de la presión, llegan a formar posteriormente una fase continua, que permitirá el flujo de gas hacia los pozos o hacia la cima de la estructura
La saturación de gas mínima para que éste fluya, se denomina saturación de gas crítica (Sgc). Durante la etapa en la que la saturación de gas es menor que la crítica, la RGA producida disminuye ligeramente, ya que el gas disuelto en el aceite, que se libera, queda atrapado en el yacimiento (también puede ocurrir flujo de la fase gaseosa discontinua, por separación parcial del gas encerrado, cuando la presión del gas excede a la del aceite que lo confina”).
El gas liberado irá llenando totalmente el espacio desocupado por el aceite producido; la saturación de aceite disminuirá constantemente, a causa de su producción y encogimiento por la liberación del gas disuelto; por lo tanto, mientras que la permeabilidad al aceite disminuye continuamente, la permeabilidad al gas aumenta.
A medida que se produce el aceite cae la presión y el aceite se expande: 1.- Sí la presión (p) es mayor que la presión de burbujeo ( pb), la expansión del aceite remanente en el yacimiento le permite llenar el espacio poroso que deja el aceite producido. 2.- Sí p > co, la presión del yacimiento comienza a declinar más lentamente.
El gas fluirá con mayor facilidad que el aceite, debido a que es más ligero, menos viscoso y que en su trayectoria se desplaza por la parte central de los poros. Bajo condiciones equivalentes, su movilidad es much o mayor que la del aceite. De esta manera, la RGA producida en la superficie mostrará un incremento progresivo, hasta que la presión del yacimiento se abata sustancialmente; cuando esto ocurra la RGA medida en la superficie disminuirá debido a que a presiones bajas, los volúmenes de gas en el yacimiento se aproximan a los volúmenes medidos en superficie. Debido a que este mecanismo predomina generalmente en yacimientos volumétricos la producción de agua es muy pequeña o nula. Las recuperaciones por este mecanismo son casi siempre bajas, variando entre 5 y 20 % del aceite contenido a la pb. Cuando este mecanismo de desplazamiento ocurre en yacimientos que no presentan condiciones favorables de segregación gravitacional, la recuperación final es independiente del ritmo de extracción En el caso de yacimientos de gas, el mecanismo de expansión de gas permite obtener recuperaciones muy altas alrededor de 70 a 80 % . La eficiencia del empuje por gas en solución depende de la cantidad inicial de gas disuelto en el aceite.
Relación gas en solución – petróleo (Rs)
Está ligada con la solubilidad del gas y se puede entender como la razón entre el volumen de un pie cúbico normal (medido a condiciones estándar) en solución y el volumen de un barril normal de petróleo, a cierta condición de presión y temperatura.
Se representa de la siguiente manera en un gráfico de Rs vs. Presión. Desde una presión inicial P > Pb, hasta la presión de burbuja, la gráfica presenta un comportamiento lineal constante, porque todo el gas posible esta disuelto en el líquido; al alcanzar la Pb se libera la primera gota de gas y progresivamente se continua liberando gas, es decir q ue la cantidad de gas disuelto disminuye, por lo tanto también Rs, y lo hace de forma lineal. Las flechas indican la dirección de incremento de los parámetros.
Cuando hablamos de Rsi, es la Rs correspondiente a presiones mayores a Pb y cuando hablamos de Rs, es la Rs a una presión menor a Pb.
