Yacimientos de petróleo subsaturados Son yacimientos que se encuentran en condiciones de presión y temperatura por encima del punto de burbujeo, donde no existe capa de gas inicial y el acuífero es relativamente pequeño en volumen, por lo que el influjo de agua es despreciable. Por encima del punto de burbujeo se tiene que la relación gas-petróleo producido será igual a la relación gas petróleo inicial, dado que todo el gas producido en la superficie debió haber estado disuelto en el yacimiento. Bajo estas suposiciones las "fuerzas" responsables del movimiento de hidrocarburos están formadas por la "expansión de los fluidos" y la "reducción del volumen poroso". Debido a que los depósitos de hidrocarburos se encuentran a profundidades del orden de los miles de pies, la presión de sobrecarga de los sedimentos comprime los fluidos contenidos en la roca. Cuando se perfora un pozo, la presión disminuye y el petróleo y el agua intersticial se expanden originando flujo de petróleo hacia el pozo. Esta disminución en la presión también origina una contrastación en el volumen poroso, lo cual ayuda a la expansión de los fluidos. "Drenaje por gravedad", o "segregación gravitacional", puede ocurrir en este tipo de yacimientos, drenando el petróleo con gran eficiencia cuando se maneja adecuadamente. Dado que una parte del yacimiento puede tener la presión por debajo del punto de burbujeo y una parte por encima de este, puede ocurrir separación del petróleo y del gas en una sección. En yacimientos con alta permeabilidad vertical, alto buzamiento, buenos espesores de arenas y bajas tasas de flujo, esta fuerza puede ser significativa, aunque deberá actuar contra la retención originada por las fuerzas capilares. Teóricamente la fuerza de gravedad puede originar factores de recobro de hasta el 80%, produciendo el yacimiento a través de pozos localizados en la parte más baja de la estructura. Sin embargo, cuando el "Drenaje por gravedad" no está presente en los yacimientos subsaturados, la eficiencia de recobro es muy baja y grandes cantidades de petróleo pueden quedarse en el yacimiento. La Tabla N°1 muestra las características básicas de este tipo de yacimiento.
Tabla N° 1. Características de los yacimientos subsaturados
Comportamiento de los yacimientos de petróleo subsaturado según su diagrama de fases En los yacimientos de punto de burbujeo, subsaturados o de gas disuelto , cuando el fluido se encuentra inicialmente en el punto C (3000 lpca y 75ºF), a la izquierda de la temperatura crítica y encima de la curva del punto de burbujeo. A medida que la producción tiene lugar, la prisión en el yacimiento disminuye hasta que se comienza a formar vapor en el punto de burbujeo, C1 (2550 lpca), originándose entonces dos fases: vapor y líquido. Por debajo del punto de burbujeo aparecen burbujas o una fase de gas libre. Si continúa la disminución de la presión, continua también la vaporización del líquido, con lo cual aumenta la cantidad de vapor y disminuye la del líquido.
Método volumétrico para el cálculo de poes Para la cuantificación de las reservas son utilizadas distintas metodologías, de acuerdo al desarrollo de los yacimientos y a la información geológica y de ingeniería disponible. Entre los métodos determinísticos se halla el método volumétrico, el cual no estima como tal el volumen de las reservas, sino que está
asociado a la determinación de los hidrocarburos originales en sitio (Petróleo Original En Sitio POES, Gas Original en Sitio GOES, Condensado Original en Sitio COES).
Deducción de la fórmula: El método volumétrico utiliza valores puntuales que mejor representen a cada uno de los parámetros geológicos que caracterizan el yacimiento. Partimos del concepto de que, en una arena, una fracción de su volumen total corresponde al volumen poroso, y a la vez, una fracción de ese volumen poroso será ocupado por cierta cantidad del fluido, en este caso, de hidrocarburo.
Por lo general se tendrá entre los datos la saturación de agua y no la de petróleo, pero en un yacimiento de agua y petróleo éstas están relacionadas.
La saturación y porosidad son adimensionales, así que el volumen del petróleo queda expresado en las mismas unidades del volumen bruto (Acre*pie). El factor 7758 permite convertir los Acre*pie en barriles, pero todas estas son condiciones de yacimiento, así que toman el valor de barriles de yacimiento BY:
Sin embargo, nos interesa cuantificar este volumen de petróleo a condiciones de superficie, llamadas condiciones normales o fiscales (14,7 psi, 60ºF), por eso la
fórmula incluye el Bo que es el volumen de yacimiento, medido a condiciones de yacimiento, que es ocupado por un barril a condiciones estándar de petróleo y su gas disuelto.
Es posible determinar el volumen de petróleo para cualquier instante particular de la producción, y según la evolución de del yacimiento el Bo va a cambiar como función de la presión. Pero para determinar el volumen inicial del petróleo, POES (petróleo original en sitio) se utiliza el Boi (Bo inicial).
Dónde:
POES: Petróleo original en Sitio (BN) Vb: Volumen bruto de la arena (acre*ft) Φ: porosidad, adimensional expresada en fracción Soi : saturación inicial de petróleo, adimensional expresada en fracción Bo: factor volumétrico de formación de petróleo (BY/BN)
El método volumétrico tiene básicamente dos aplicaciones, que son: · Aplicación determinística. · Aplicación probabilística. Aplicación determinística, sabemos que hablamos de un resultado, de una ecuación que nos da un valor. Aplicación probabilística, estamos hablando de una gran cantidad de resultado, una probabilidad; de que tan probable es que el valor sea igual a este valor, o que sea mayor o menor igual a ese valor. Entonces, sí quiero obtener un nuevo resultado determinístico de un método volumétrico agarro la ecuación del POES y con un valor para cada una de estas
variable, calculo el POES y así se obtiene un valor, un resultado determinístico. Cómo calculo cada uno de los valores, si se va a calcular el volumen bruto puedo utilizar algún método volumétrico, a través de las siguientes ecuaciones:
Cálcu lo del P etróleo Ori gin al En Sitio (POES): El Petróleo Original En Sitio se calcula usando la siguiente ecuación:
POES = 7.758 * A * e * Ø * So i * 1/Bo i Una vez obtenido el POES, al aplicarle el Factor de Recobro, se obtienen las Reservas de Petróleo Recuperables Originales.
Determinación de recuperación del petróleo Recuperación Primaria Durante este período, el petróleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el efecto del gradiente de presión existente entre el fondo de los pozos y el seno del yacimiento. En muchos yacimientos profundos la presión es mayor que la presión hidrostática, lo que hace que el petróleo llegue a la superficie con el solo aporte energético del yacimiento. A medida que se expanden los fluidos en el yacimiento, la presión tiende a bajar en forma más o menos rápida según los mecanismos involucrados. En ciertos casos, puede existir un mecanismo de compensación natural que reduzca notablemente la velocidad de decaimiento de la presión, como la compactación de sedimento (subsidencia), la migración de un acuífero activo o la lenta expansión de una bolsa de gas.
Cuando el pozo no es eruptivo o cuando la presión se ha reducido, se necesita un aporte externo de energía para disminuir la presión en el fondo del pozo. O bien se bombea el crudo desde el fondo del pozo, o bien se utiliza el método del levantamiento con gas; este consiste en inyectar gas en el fondo del pozo de tal forma que el fluido producido sea una mezcla de gas y petróleo de densidad suficientemente baja para llegar a la superficie bajo el efecto de la presión del yacimiento. El período de recuperación primaria tiene una duración variable, pero siempre se lleva a cabo, ya que permite recoger numerosas informaciones sobre el comportamiento del yacimiento, las cuales son de primera importancia para la planificación de la explotación ulterior. La recuperación primaria se termina cuando la presión del yacimiento ha bajado demasiado, o cuando se están produciendo cantidades demasiado importantes de otros fluidos (gas, agua). El porcentaje de recuperación primaria del crudo originalmente en sitio es en promedio del orden de 10-15% pero puede ser tan bajo como 5% en yacimientos sin gas disuelto o alcanzar 20% y aún más en yacimientos que poseen una baja permeabilidad y una bolsa de gas o un acuífero activo. Antaño se explotaba el yacimiento en recuperación primaria hasta que los gastos de explotación se vuelvan prohibitivos, en cuyo momento se pasaba a los métodos de recuperación secundaria. Hoy en día se inician las operaciones de recuperación secundaria mucho antes de llegar a este punto, y la escogencia del método de explotación en un yacimiento o en una parte de un yacimiento obedece a criterios de optimización.
Recuperación Secundaria Los métodos de recuperación secundarios consisten en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el petróleo para mantener un gradiente de presión. Estos fluidos se inyectan por ciertos pozos (inyectores), y desplazan o arrastran una parte del petróleo hacia los otros pozos (productores). Hasta el principio de los años 70, el bajo precio del crudo hacía que los únicos fluidos susceptibles de inyectarse económicamente eran el agua, y en ciertos casos el gas natural. El drenaje por agua permite elevar la recuperación del aceite originalmente en sitio hasta un promedio de 25-30%, con variaciones desde 15 hasta 40% según los casos.
Recuperación Terciaria y/o Mejorada Después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento contiene todavía 60-80% (promedio 72%) del crudo originalmente en sitio. Esto se debe a que la eficiencia de los métodos de recuperación primaria y secundaria está limitada por dos factores: - A la escala de los poros, el crudo alcanza una saturación residual suficientemente baja para encontrarse en forma de glóbulos discontinuos, atrapados por las fuerzas capilares. - A la escala del yacimiento existen ciertas zonas en las cuales el fluido inyectado durante la recuperación secundaria no penetra, por la baja permeabilidad de estas zonas, porque siguen caminos preferenciales, o porque la geometría de implantación de los pozos no es favorable. Con el aumento del precio del crudo en la década de los 70, ya se volvió económico inyectar otra cosa que agua con el propósito de aumentar la recuperación final y se realizaron numerosas investigaciones en este sentido. Entre los métodos cuyo propósito es mejorar la eficiencia del desplazamiento mediante una reducción de las fuerzas capilares, se pueden citar la utilización de solventes miscibles con el crudo y la obtención de baja tensión interfacial con soluciones de surfactantes o soluciones alcalinas. Para mejorar la eficiencia de barrido se puede reducir la viscosidad del crudo mediante calentamiento, aumentar la viscosidad del agua con polímeros hidrosolubles, o taponar los caminos preferenciales por ejemplo con espumas. Los métodos actualmente propuestos para la recuperación mejorada involucran uno o varios de estos aspectos. En lo que se refiere a la utilización de surfactantes, se destacan los siguientes: - Drenaje miscible con microemulsiones - Drenaje inmiscible con soluciones de surfactantes y polímeros (y a veces álcali) - Inyección de vapor con surfactante - espumas
METODOS DE RECUPERACION MEJORADA Se clasifica como recuperación mejorada cualquier método que se aplique o bien después de la recuperación secundaria por drenaje al agua (es entonces terciario) o bien en lugar de los métodos convencionales de recuperación secundaria por inyección de agua. La tendencia actual es aplicar estas técnicas antes de que se termine el drenaje con agua y aún desde el principio del drenaje con agua.
Estos métodos se dividen en dos grandes clases: los métodos térmicos y los métodos de inyección de agua con productos químicos.
Métodos térmicos - Inyección cíclica de vapor (huff and puff) - Inyección continúa de vapor (steam drive) - Combustión in situ Los tres métodos son empleados en la actualidad, y la mayor experticia reside en los campos de California y Venezuela en lo que se refiere a los dos primeros métodos. El tercero ha sido probado pero es difícil de controla ry no se está utilizando comercialmente. Consisten esencialmente en inyectar energía y agua en el yacimiento, con el fin de reducir notablemente la viscosidad del crudo. Son métodos de aplicación casi imprescindible para crudos pesados y extrapesados.
Métodos químicos - Métodos miscibles (solventes, CO2, microemulsiones) - Métodos de baja tensión (surfactante) - Métodos alcalinos - Inyección de agua viscosa (polímeros) - Combinación de los tres anteriores (ASP)
Yacimientos volumetricos de petroleo subsaturado Suponiendo que no existe inyeccion de fluidos al yacimiento, la forma lineal de la EBM como se expresa en la ecuacion 8.34 es:
Dependiendo de las condiciones impuestas, en esta ecuación pueden desaparecer varios términos asociados al mecanismo de empuje del yacimiento. Así por ejemplo, las condiciones asociadas para un yacimiento volumétrico y subsaturado son las siguientes:
(Pues el yacimiento es volumétrico) (Porque el yacimiento es subsaturado) (Puesto que todo el gas producido se encuentra disuelto en el petróleo) Aplicando estas condiciones a la ecuación 8.34, resulta:
O bien:
Con
Donde N es el petróleo inicial in situ, BN; pi, la presión inicial del yacimiento; y la presión volumétrica promedio del yacimiento. Cuando se descubre un nuevo yacimiento, uno de los principales retos del ingeniero de yacimientos es determinar si puede clasificarse como un yacimiento volumétrico, esto es, We = 0. La forma clásica para resolver esta incógnita es ensamblar todos los datos de producción, presión y pVT que se requieren para evaluar la parte derecha de la ecuación 8.38. El termino
Para cada presión y tiempo de observación se requiere representar gráficamente en función del petróleo acumulado que se ha producido Np (o en función del tiempo), como se muestra en la figura 8.3. Dake son:
14
sugirió que este grafico puede tomar dos formas diferentes, las cuales
Todos los puntos calculados de
caen en una línea recta
horizontal y están representados por la línea A en la figura 8.3, la cual significa que el yacimiento puede ser clasificado como volumétrico. Esto describe un yacimiento que produce únicamente por agotamiento y cuya energía viene solamente de la expansión de la roca, del agua connata y del petróleo. Además, la ordenada del grafico determina el petróleo inicial in situ N.
Alternativamente, si los valores calculados del termino aumentan, como se muestra en la figura 8.3 en las curvas B y C, esto indica un aumento de la energía en el yacimiento por intrusión de agua, compactación anormal de los poros y por la combinación de ambos. La curva C de la figura 8.3 puede representar un yacimiento con un fuerte empuje de agua donde el acuífero actúa con un comportamiento infinito, mientras que B podría ser un acuífero que ha alcanzado el límite exterior y que se agota al mismo tiempo que el yacimiento. La tendencia hacia abajo en los puntos de la curva B, a medida que aumenta el tiempo, indica el grado de disminución de la energía ocasionada por el acuífero. 14
Dake esto es,
señalo que un yacimiento con empuje de agua, la forma d de la curva, Vs. Tiempo, depende altamente de la tasa de producción.
Por ejemplo, si el yacimiento está produciendo a una tasa mayor que la tasa de Intrusión de agua, los valores calculados de
disminuirán, revelando
una falta de energía causada por el acuífero, mientras que si la tasa decrece, sucede lo contrario y los puntos se elevaran.
Similarmente, la ecuación 8.35 puede usarse para verificar las características del mecanismo de empuje del yacimiento y para determinar el petróleo inicial in situ. Un gráfico de los fluidos producidos F versus el termino de expansión dará como resultado una línea recta que pasa a través del origen siendo N la pendiente. Es importante señalar que el origen es un punto necesario, por cuanto es un punto fijo que sirve para guiar el grafico de la línea recta, como se muestra en la figura 8.4.
La interpretación de esta técnica es muy útil ya que se espera una relación lineal para el yacimiento y, sin embargo, si la trama resulta no ser lineal, entonces esta
desviación puede ser un diagnóstico para la determinación de los mecanismos actuales en el yacimiento. Una recta en el gráfico de los fluidos producidos F versus indica que el campo está produciendo bajo un comportamiento volumétrico, esto es, no hay entrada de agua y estrictamente su producción se debe al agotamiento de la presión, y a la expansión de los fluidos. Por otro lado, una trama no lineal indica que el yacimiento debe ser caracterizado como un yacimiento de empuje por agua.
Ejercicio: Se tienen los siguientes datos pVT y de producción de un yacimiento volumétrico subsaturado:
Se tienen además los siguientes datos:
Calcular el petróleo inicial usando la EBM y comparar con el valor del estimado volumétricamente.
Solución:
Paso 1: se calcula la expansión del agua inicial y la reducción en el volumen poroso usando la ecuación 8.39:
Paso 2: se construye la siguiente tabla:
Paso 3: se construye el grafico de F Vs
en escala cartesiana
como se muestra en la figura 8.5.
Paso 4: se traza la mejor línea recta a través de los puntos y se determina la pendiente, la cual resulta ser: N=257 MMBN
Al comparar este resultado (257 MMBN) con el obtenido volumétricamente (270.6 MMBN), se observa que el valor obtenido del balance de materiales es menor que el volumétrico, lo cual puede deberse a petróleo atrapado en regiones no drenadas o a regiones en el yacimiento de baja permeabilidad. El valor obtenido de la EBM se conoce como petróleo efectivo o activo inicialmente in situ.
REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACION SUPERIOR UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTA DE LOS LLANOS OCCIDENTALES “EZQUIEL ZAMORA”
BARINAS. ESTADO-BARINAS
BACHILLERES: ZABALA FRANCISCO. C.I: 20.477.207 RIVAS MILAGROS SUB-PROYECTO: INGENIERIA DE YACIMIENTOS I
BARINAS.JULIO DEL 2013
INTRODUCCIÓN Los yacimientos de petróleo subsaturados, son yacimientos que se encuentran en condiciones de presión y temperatura por encima del punto de burbujeo, donde no existe capa de gas inicial y el acuífero es relativamente pequeño en volumen. Estos se encuentran en la zona donde solo existe petróleo con gas en solución, lo cual puede determinarse por medio del diagrama de fases para así obtener un conocimiento de la presión y la temperatura a la que se encuentra. A medida que la presión del yacimiento disminuye tendremos una idea de cuál de los tres tipos de recuperación utilizar, estos son: la recuperación primaria, la recuperación secundaria y por último la recuperación terciaria o mejorada. Estas se basan en el agotamiento de energía que sufre el yacimiento, obteniendo así un conocimiento amplio del tipo de fluido a inyectar para lograr una producción eficiente. En muchos de los yacimientos la presión es mayor que la presión hidrostática, lo que hace que el petróleo llegue a la superficie con el solo aporte energético del yacimiento, y a medida que los fluidos se expanden la presión tiende a disminuir. Por tal motivo es de gran importancia conocer esta información para así tener presente el método a ejecutar. Por otra parte el balance de materiales para estos yacimientos es de gran importancia debido a que no se produce intrusión de agua, ya que el acuífero generalmente es muy pequeño o no existe. Esto se denomina como un yacimiento volumétrico. A continuación se ampliara un poco esta información para así comprender un poco más sobre el comportamiento de dichos yacimientos y los diversos métodos de recuperación.
CONCLUSIÓN Cuando el fluido se encuentra inicialmente a 3000 lpca y 75ºF, a la izquierda de la temperatura crítica y encima de la curva del punto de burbujeo, tendremos un yacimiento subsaturado y a medida que la producción tiene lugar, la presión disminuye hasta alcanzar una presión de 2550 lpca por debajo de la presión de burbuja, en la cual se presentan dos fases, líquido y vapor. Por tal motivo podemos utilizar la recuperación primaria cuando el pozo no es eruptivo o cuando la presión se ha reducido, se necesita un aporte externo de energía para disminuir la presión en el fondo del pozo. O bien se bombea el crudo desde el fondo del pozo, o bien se utiliza el método del levantamiento con gas; este consiste en inyectar gas en el fondo del pozo de tal forma que el fluido producido sea una mezcla de gas y petróleo de densidad suficientemente baja para llegar a la superficie bajo el efecto de la presión del yacimiento. Los métodos de recuperación secundaria consisten en inyectar fluidos (generalmente agua) al pozo con la finalidad de mantener el gradiente de presión. Dichos fluidos son inyectados y distribuidos por los pozos inyectores para desplazar los fluidos a los pozos productores. Mientras que los métodos de recuperación terciaria cuyo propósito es mejorar la eficiencia de desplazamiento mediante la reducción de las fuerzas capilares, utilizando solventes miscibles en el crudo, así como también las soluciones surfactantes o alcalinas para obtener una baja tensión interfacial. Y por ultimo el balance de materiales para yacimientos subsaturados, nos permite determinar con exactitud los resultados dados por medio de un conjunto de ecuaciones, las cuales darán respuestas a las inquietudes presentadas, para lograr con descubrir su comportamiento.
BIBLIOGRAFIA
http://yacimientos-depetroleo.lacomunidadpetrolera.com/2009/01/caractersticas-de-losyacimientos.html http://industria-petrolera.lacomunidadpetrolera.com/2008/12/aplicacionesdel-mtodo-volumtrico.html http://www.firp.ula.ve/archivos/cuadernos/S357C.pdf
