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Comportamiento de Yacimiento Und 4
Comportamiento de Yacimiento Und 4
Comportamiento de Yacimiento Und 4
COMPORTAMIENTO DE YACIMIENTOS
UNIDAD :4
MAESTRO:
GRADO ,GRUPO: 8 P
4.1 CONCEPTOS BÁSICOS DE BALANCE VOLUMÉTRICO DE FLUIDOS PRODUCIDOS DE UN
YACIMIENTO
La predicción sobre el funcionamiento del yacimiento requiere de un conocimiento auténtico sobre la
cantidad original del petróleo que se encuentra en el yacimiento. La representación corresponde a las
condiciones originales de un yacimiento con volumen inicial u original de la capa o casquete de gas.
cambio que sufre el yacimiento cuando se encuentra a una presión inicial y después de un tiempo a la
presión P, que ha cambiado debido a la explotación del mismo. Se puede observar que la capa de gas
original ahora se encuentra en la figura b expandida por la caída de presión que ha sufrido el sistema,
otra de las variantes que se pueden notar es la entrada de agua que proviene del acuífero para entrar
al yacimiento, otro factor importante que se muestra en la figura b, es la liberación del gas que se
encontraba disuelto en el aceite.
4.2 DESARROLLO DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIA
La ecuación de balance de materia (EBM), es reconocida como una de las herramientas básicas de la
ingeniería de yacimientos para interpretar y predecir el comportamiento del yacimiento. La ecuación de
balance de materia puede ser usada para:
• Estimación del volumen inicial de hidrocarburos.
• Determinación del mecanismo de producción predominante.
Predicción del comportamiento del yacimiento. La ecuación de balance de materia está estructurada para
mantener un inventario sencillo de los fluidos que entran y salen del yacimiento y de su acumulación en
el yacimiento.
El concepto sobre ecuación de balance de materia puede presentarse con Schilthuis en 1941.
Presenta una forma simple de la ecuación de balance de materia, y ésta puede ser escrita como base
volumétrica a condiciones de presión del yacimiento:
Volumen inicial = Volumen remanente + Volumen producido
La ecuación de balance de materia puede ser también escrita en una forma general como se muestra a
continuación:
Analizando la ecuación de balance de materia (4-1), ésta nos dice qué expansión es igual a producción,
por lo tanto:
Expansión = Volumen de fluidos desplazados o producidos
Esta igualdad se cumple al suponer que el volumen del yacimiento es constante y a condiciones de
presión del yacimiento.
Expansión = Expansión del aceite, su gas disuelto y el gas disuelto liberado + Expansión del casquete de
gas + Expansión de la formación en la zona de gas + Expansión de la formación en la zona de aceite +
Expansión del agua de formación en la zona de gas + Expansión del agua de formación en la zona de
aceite + Expansión del gas en la zona de aceite (gas liberado) + Entrada neta de agua (del acuífero al
yacimiento)
4.2.1 INFORMACIÓN QUE REQUIERE BALANCE VOLUMÉTRICO
Algunos de los elementos importantes para el balance volumétrico ya se han definido y descrito con anterioridad;
por lo que en este punto nos referiremos a aquellos que aún no se han estudiado de manera detenida y que sólo
han sido mencionados.
El valor de la pendiente varía con la presión, por lo tanto la compresibilidad es diferente para cada presión,
siendo mayor generalmente al disminuir ésta. Los valores que se indican a continuación, son rangos de
compresibilidades de los principales componentes de los yacimientos, y son el resultado de muchas
observaciones:
La compresibilidad promedio se puede obtener por medio de la ecuación, expresada en la forma:
Considerando que la temperatura es constante. El volumen de referencia V en la ecuación (4-22), debe ser
un promedio de V1 y V2, aunque algunos autores empleen los valores de V1 o de V2.
COMPRESIBILIDAD DEL GAS (Cg): El desarrollo de la ecuación de los gases ideales permite llegar a la
ecuación de la compresibilidad del gas, dicho desarrollo se obtuvo en el capítulo uno. La relación de la
compresibilidad del gas para la presión del yacimiento y con una temperatura constante,
OMPRESIBILIDAD DEL ACEITE (CO): En la presión sobre el punto de burbujeo, el coeficiente de la
comprensibilidad isotérmica del aceite es definida exactamente como el coeficiente de la
comprensibilidad isotérmica de un gas.
La gráfica completa de la comprensibilidad como una función de la presión del yacimiento está
representada por la figura 65, donde existe una discontinuidad en el punto de burbujeo. La aparición de la
primera burbuja del gas causa un gran cambio en el valor de la comprensibilidad.
COMPRESIBILIDAD DEL AGUA (Cw): En la figura 65 se puede notar que el coeficiente de la comprensibilidad
isotérmica del aceite tiene una discontinuidad en el punto de burbujeo. El coeficiente de la
comprensibilidad isotérmica del agua tiene del mismo modo discontinuidad por la misma razón.
Pero los valores de la compresibilidad del agua es algo menor que los de la compresibilidad de
aceite.
La compresibilidad del agua, como la del aceite, aunque en menor grado, depende de la temperatura, la
presión y la cantidad de gas en solución y su salinidad.
COMPRESIBILIDAD DE LA FORMACIÓN (Cf): Cuando la presión del fluido contenido en los espacios porosos
de la roca, la cual está sometida a una presión externa constante (presión de confinamiento), se abate a
causa de la extracción, el volumen total de la roca decrece, mientras que el volumen de las partículas sólidas
aumenta. Dichos cambios de volumen tienden a reducir la porosidad de la roca ligeramente.
Este cambio en la porosidad para una determinada roca, depende sólo de la diferencia entre la presión interna y
externa y no del valor absoluto de las presiones. La compresibilidad del volumen poroso (Cf) para cualquier
valor de diferencia de presión externa e interna, se define como el cambio de volumen que experimenta un
volumen unitario de poros por unidad de abatimiento de presión. Cuando la presión del yacimiento declina de un
valor inicial (Pi ) a cualquier valor de presión (P), en un yacimiento que produce arriba de la presión de
saturación, el volumen inicial de poros (VPi) declina a un valor (VP), debido a la compresibilidad de la
formación.
4.3 APLICACIONES DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIA PARA YACIMIENTOS DE :
Los yacimientos de aceite bajo saturado, presentan una presión inicial (Pi ) mayor que la presión de
burbujeo (Pb). Otro punto que es importante señalar es que los yacimientos de aceite bajo saturado, no
presentan fase gaseosa, esto quiere decir que los poros de la roca del yacimiento se encuentran
impregnados sólo con dos fluidos que son el aceite y el agua congénita.
En estos yacimientos los mecanismos de empuje que desplazan los hidrocarburos a los pozos son la
expansión del aceite, el agua congénita y la expansión de la formación. Los yacimientos de aceite bajo
saturado se pueden clasificar para su estudio en yacimientos volumétricos y no volumétricos, esta
clasificación depende de la disponibilidad de información.
En este tipo de yacimientos como ya se ha mencionado, únicamente existe aceite y agua en los poros de
la formación. Para encontrar el volumen de aceite y agua en el medio poroso, se requiere de la relación
que está expresada con la ecuación (1-5) del capítulo uno. De la ecuación (1-5), se despeja al volumen
de fluidos quedando la ecuación siguiente:
Se recomienda que para obtener la saturación de aceite se tiene la ecuación (1-6) del
capítulo uno. Si se retoma la ecuación (4-63) y se sustituye para el aceite inicial, queda
una ecuación como se muestra a continuación:
Dado que para un yacimiento volumétrico no se considera la expansión del agua ni de la formación,
es decir, solo se toma en cuenta la expansión de aceite y su gas disuelto. Se recordará que la
expansión del aceite se puede definir como:
Es el yacimiento donde su presión es menor que la presión de burbujeo del aceite y debido a ello presenta gas
libre como un fluido saturante, además del aceite y del agua congénita que también se encuentran saturando al
yacimiento. Por lo que en estos yacimientos se da la posibilidad de que al iniciar la producción exista en ellos gas
libre, el cual forma un casquete en la parte superior del yacimiento. Si el casquete de gas es lo suficientemente
grande, la expansión del gas empujará al aceite hacia la parte inferior de manera horizontal, por lo que la presión
del yacimiento declinará menos rápido que en un yacimiento bajo saturado. Como caso particular de los
yacimientos saturados, son aquellos yacimientos que originalmente fueron bajo saturados.
Esto quiere decir que el yacimiento al inicio de su etapa como saturado, la presión del yacimiento será igual a la
presión de saturación y la ausencia de gas libre al inicio. Otro fluido que permite la recuperación del hidrocarburo
es la entrada de agua y en este caso si tenemos un acuífero de dimensiones grandes y se encuentra asociado al
yacimiento, entonces se presentará una entrada de agua que empujará a los hidrocarburos hacia la parte
superior del yacimiento. Este fenómeno de desplazamiento de los hidrocarburos por agua, se presenta en
el momento que el agua va invadiendo los poros gradualmente ocasionando así la expulsión de gran parte del
aceite que se encuentra contenido en el espacio poroso de la formación. Por otra parte, si la entrada de agua es
muy grande, esto puede ocasionar que la presión del yacimiento disminuya
Como se conoce que la compresibilidad del gas es muchísimo mayor en comparación a la
compresibilidad del aceite, la del agua o la de la formación, debido a esto la compresibilidad del sistema
se incrementa bastante.
Debido a este efecto, normalmente se desprecian los efectos de la expansión de la roca y del agua
congénita por presentar valores comparativamente muy pequeños. Como la producción se inicia
exactamente a la presión de burbujeo (Pb), Se notará en la superficie que la relación gas-aceite
instantánea (R) es menor que la relación gasdisuelto-aceite (RS) correspondientes a esas
condiciones; esto es debido a que cuando comienza a liberarse el gas, o sea que se empiezan a formar
las primeras burbujas del gas, éstas no podrán fluir sino hasta que lleguen a formar demasiadas
burbujas que permitan llegar al gas hasta una saturación mayor que la saturación crítica.
El gas disuelto en el aceite original, @ C. S., está dado por: La ecuación del gas libre inicial, @ C.
Y., se representa como:
4.3.4 Gas y Condensado
El tratamiento que se hace para este tipo de yacimientos es similar al de yacimientos de gas seco,
pero en este caso se toma en cuenta el líquido que se forma en el subsuelo y no puede ser
producido. Además hay que tomar en cuenta que para que se alcance la Scr (Saturación de
condensado residual) la saturación debe ser mayor a 30%. Es de hacer notar que en este tipo de
yacimientos lo que cuesta más dinero es el liquido condensado que se produce. Para
empezar a utilizar la EBM para este tipo de yacimientos se deben tomar en cuenta conceptos
básicos relacionados con la química del petróleo, las cuales cambian para este tipo de yacimiento.
Entre estos están:
Peso Molecular: el peso molecular del gas condensado es la sumatoria de los pesos moleculares
multiplicados por la fracción molar de dicho componente.
PMcond = Σ (PMi * Yi) En el caso del gas proveniente del condensado su peso molecular es igual a:
Gas = 28.96 * γgc
Y en el caso del líquido condensado es:
Esta última ecuación es muy usada y sirve para algunas ecuaciones de balance de materiales. RGC:
Es la relación entre el gas producido y el líquido condensado producido; ahí que hacer notar que este
valor siempre es muy alto ya que hay más gas condensado que liquido. Al expresar el PM del
condensado en función del RGC y de la γgc, me queda de la siguiente
forma:
Z (Factor de compresibilidad del gas): Este parámetro tiene notables cambios al momento de aplicarlos en
la EBM para yacimientos de gas condensado. Por ejemplo, para presiones por encima del Punto de roció,
este valor se determina normalmente, pero si se encuentra por debajo existe la llamada condensación
retrograda y este valor se halla de la siguiente manera:
Este valor se puede determinar a partir de Pruebas PVT, ecuaciones de estado y por
correlaciones. En nuestro caso se estudiaran dos pruebas PVT, la CCE y la CVD.
Prueba CCE (Constant Composition Expansión): en esta prueba se tiene una muestra por
encima del punto de roció, luego la coloco en una celda y le disminuyo la presión, el volumen
se expande, y disminuyo la presión tantas veces hasta llegar a la presión atmosférica. En este
proceso va a haber un momento en el que algo del material se condensa, en ese instante
obtengo el punto de roció, para determinarlo estas celdas tienen una especie de visores que
permiten observar todo el proceso, para el momento en el que se produce la condensación se
observa una neblina que cubre la celda. Es de hacer notar que el líquido condensado no
expande el volumen estudiado.
Prueba CVD (Constant Volume Depletion): Este proceso se realiza a volumen constante.
Consta de un proceso en el cual parto de Po = Pr, disminuyo la presión y esto origina liquido
pero no es necesario tener un visor para observar el proceso ni nada por el estilo ya que por
estar debajo de la Pr se sabe que va a existir liquido en la muestra. Luego retiro el gas para
mantener el volumen, ese gas extraído es llevado a un cromatógrafo de gases y se la hacen
todas las pruebas pertinentes.
4.3.5. GEOTERMICOS Y ACUIFEROS
Cabe tener en cuenta que para extraer el calor del subsuelo es necesaria la presencia
de un fluido que la transporte, y que además hay que perforar a suficiente
profundidad para alcanzar las temperaturas óptimas para la explotación, factores que
comportan unos costes y una dificultad técnica que se ven incrementados con la
profundidad.
Para clasificar los yacimientos se tiene en cuenta tanto la temperatura del fluido como
las posibles aplicaciones. Se definen cuatro tipos de yacimientos geotérmicos: De alta
temperatura: son aquellos yacimientos que proporcionan suficiente calor para
producir energía eléctrica a partir de vapor de agua de manera rentable; generalmente
se encuentran a más de 150 ºC. Se localizan en zonas de escaso espesor litosférico o
vulcanismo activo.
De temperatura media: son aquellos yacimientos que a pesar de presentar una temperatura inferior,
permiten extraer calor suficiente para producir energía eléctrica a partir de un fluido volátil, pero con un
rendimiento menor que en el caso de los yacimientos de alta temperatura. Por lo general, el yacimiento
alcanza temperaturas entre 100 y 150 ºC. Están en zonas con un contexto geológico y estructural favorable
y un gradiente superior a la media. Su aprovechamiento también puede ser directo en forma de calor y sus
principales aplicaciones se dan en sistemas de calefacción urbanos y en procesos industriales.
De baja temperatura: son aquellos yacimientos cuya temperatura se encuentra entre los 100 y los 30 ºC.
Se localizan en zonas con un contexto geológico favorable con presencia de acuíferos profundos, si bien
el gradiente puede aproximarse al gradiente medio. Su explotación consiste en extraer agua caliente del
acuífero i reinyectarla fría. Se utiliza únicamente para usos directos de calor en sistemas de calefacción
urbanos y en procesos industriales.
De muy baja temperatura: son yacimientos la temperatura de los cuales es inferior a los 30ºC. Se suelen
utilizar como intercambiador térmico en sistemas de climatización doméstica y agrícola mediante
bomba de calor. Estos yacimientos pueden hallarse en cualquier lugar, ya que el gradiente geotérmico solo
condiciona la eficiencia del sistema.
Ejemplo de tipos de explotación de yacimientos geotérmicos:
2) De media temperatura: de un acuífero profundo se extrae agua caliente para intercambiar calor
con un sistema de calefacción de distrito urbano, y se reinyecta.
El uso de programas comerciales que representan las tecnologías más modernas para el desarrollo de
cálculos de Balance de Materiales , tomando como base los datos obtenidos de un Estudio Integrado
de Yacimientos realizado en un campo petrolero. La exactitud de los valores calculados con la EBM
depende de la confiabilidad de la data disponible y de que las características del yacimiento se adecuen a
las asunciones que están asociadas con el
desarrollo de esta ecuación. Ello debido a que la EBM es estructurada para simplemente mantener un
inventario de todos los materiales que entran, salen y se acumulan en el yacimiento (Ahmed, & McKinney,
2005). Sin embargo, estos problemas de exactitud son en cierta forma reducibles cuando utilizamos las
técnicas de simulación más modernas, en las cuales no se supone que el yacimiento deba ser un tanque
aislado, sino que se tomen en cuenta los factores externos a él (Anchi, 2001).
La ingeniería de procesos está en permanente búsqueda de métodos para acortar el tiempo en la solución
de problemas. Los trabajos con ayuda de simuladores es un nuevo paradigma que está revolucionando la
forma de enfrentar diversos problemas complejos en tareas de simulación de procesos y procesamiento de
materiales para obtener un producto o productos con mayor valor económico.
Existen varios software para calcular el EBM, sin embargo se presentan los más importantes.
DEV- C++
Excel
Aspen Plus
HYSYS