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(1) (1)

Ambientes sedimentarios (2)

(1)

(1) (1)

Clasificación de sistemas de flujo en el yacimiento (1) (1)

Ingeniería de Yacimientos

30 octubre 2008Yacimientos de crudo pesado y extrapesado

Con el pasar del tiempo y con el deficit energético que afronta el mundo hoy en día, los yacimiento de petróleo pesados poseen un peso preponderante, al estar asociados a éstos las reservas más grandes del planeta, aproximadamente existen 6 trillones de barriles de petróleo pesado en sitio, lo que es equivalente al triple de las reservas de petróleo y gas convensional. Por éste hecho el estudios de yacimientos de petróleo pesado es de gran importancia y será el tema a tratar en ésta publicación.

Si bien existen muchos factores que indican y manejan el comportamiento de un yacimiento como es el caso de la presión, hay parámetros como la densidad y la viscocidad ; a mayor viscocidad y densidad el petróleo será más pesado.

La viscocidad a condiciones de yacimiento, es unas de las medidas más importantes para la

Compresibilidad (1) declinación de caudales de producción (1)

(1) desventajas del pozo vertical (1) Eficiencia Vertical de Barrido (1)

(1) estado invariable (1)

(1) estimación de reservas. (1) Evaluación Económica (2) Exposición de Intodrucción a la ing de petróleo. (1) Factores básicos para estimar el aspecto volumétrico del

fluidos producidos (2) flujo del yacimiento (1)

(1) (1)

geometría del yacimiento (1) (1)

http://www.slb.com/ (1) ingenieria de petróleo (1) inyeccion de bacterias en pozos. (1)

(1) limitaciones Ecuacion de balance de materiales (1) Mediciones dentro de los pozos de algunos parámetros de

Mediciones fundamentales en ingeniería de explotación de

medición de parámetros (1) microorganismo (1) Modelado de fracturas (1)

muestras de fondo (1) Métodos de Recuperación Mejorada (1)

(1)

(2) origen del petróleo (1) perfiles de producción (1) Perfiles de secciones horizontales (3) Perfiles Electricos (1)

(2)

petroleo producido (1) (5)

(1)

producción de hidrocarburos, ya que nos indica que tan fácil se moverá o fluirá el petróleo, además de que la viscocidad varia con la temperatura y es por ello que hay que tener claro las caracteristicas del yacimiento.

La densidad, es otra variable que define al tipo de crudo, ésta varia poco con la temperatura y su unidad de medida son los grados API ( American petroleum institute ), y se relaciona con la gravedad específica.

°API= 141,5/GEo – 131,5

Siendo GEo, la gravedad específica del petróleo.Mientras más denso es el crudo, más bajo son sus grados API.

Cuando una roca madre generadora de petróleo, posee las condiciones necesarias para que la materia orgánica albergada en ella se transforma en petróleo, el crudo producido en primera instancia según análisis geoquímico posee una densidad entre 30 y 40 °API, lo que indica que el petróleo generado no proviene de la generación como crudo pesado.El petróleo se vuelve pesado a raiz de su degradación que puede ocurrir durante la migración y entrampamiento. La degradación se puede llevar a cabo a través de distintos procesos entre los que se pueden nombrar:

* Un proceso biologico, químico y físico, por bacterias transportadas por agua superficial que metaboliza a los hidrocarburos en moleculas más pesadas.

* Por medio de las aguas de formación, que remueven los componentes más livianos por solución, debido a que estos son más solubles en agua.

* Debido a la volatilidad del crudo, cuando un sello no es eficiente, permitiendo el paso de las moleculas mas livianas, a través de sus poros interconectados.

Las acumulaciones de crudos pesados, se asocia a formaciones jovenes, que corresponden al Pleistoceno, Plioceno y Mioceno. Tienden a ser yacimientos someros con rocas sellos de baja eficiencia.

Para la producción de petróleo pesado, se pueden aplicar varios métodos de recuperación secundaria y mejorada, debido a que los mecanismos naturales de producción no son capaces de hacer fluir el liquido con eficiencia.

Al inicio de la producción de los yacimientos pesados la producción se llevaba a cabo en frío, es decir, a temperatura de yacimiento, obteniendo factores de recobro muy bajos ubicados entre el 1% y 10 %. Otro aspecto que permite aumentar considerablemente el factor de recobro, es la perforación de pozos direccionales, que pueden ser horizontales, multilaterales, entre otros, esto con el fin de alcanzar varias arenas saturadas con crudo que en varias ocaciones poseen poco espesor y lograr mejor flujo del liquido viscoso.La inyección de vapor, es una de las estrategias de recuperación mejorada que mayor efecto posee sobre estos yacimientos , ya que permite modificar la viscocidad del fluido para que éste se mueva con mayor facilidad, a través del pozo hasta superficie. Esta inyección puede ser ciclica o continua y dependiendo de la producción se escoge la más adecuada.

Entre algunas de las acumulaciones de crudo pesado y extrapesado del mundo podemos

(1)

Pozos Inteligentes (1) presión estática de fondo vs. tiempo (1)

produccion acumulada (1)

Producción de Pozos (1) Propiedades de la roca (3)

(1) pruebas con tuberia (1) pruebas de pozos (1) pruebas de presiones (1) pruebas de presión/producción (1) pruebas de producción (1) Recuperación de Petróleo (1) relación gas petroleo (1) reservas probadas (1)

(1)

Simulación Térmica (3) (1) (1)

(1)

(2) (1)

Tipo de Yacimiento (1) Tipos de perfiles en secciones horizontales (1) Transporte de sondas para hacer perfiles en secciones horizontales

ventajas del pozo horizontal (1)

Yacimiento de Gas (2) Yacimientos de Gas (1) Yacimientos Fracturados (3)

nombrar:- La faja petrolifera del Orinoco, en Venezuela.- Arenas petroliferas de Athabasca, en Alberta Canada.- Campo Kern River, en California US.- Campo Duri, en Sumatra Indonesia.

Faja petrolifera del Orinoco

Arenas petroliferas de Athabasca, en Alberta Canada.

Campo Kern River, en California US.

Campo Duri, en Sumatra Indonesia.

La comprensión de los mecanismos de producción en areniscas no consolidadas, es un área de estudio activo ya que los crudos pesados están asociadas a este tipo de roca reservorio, y en algunos casos cuando se estimula la producción de arena, el yacimiento produce más.

Otro método de investigación es el petróleo pesado “espumoso”, que se forma al disminuir la presión del yacimiento , por lo que el gas disuelto se libera como burbujas atrapadas en petróleo viscoso, por análisis se observa que éste petróleo espumoso posee una viscocidad más baja con factores de recobro más altos.La combustión in situ, o fireflooding como se le conoce, es otro método aplicable, por medio de éste se inyecta aire o un combustible gaseoso, que es quemado transmitiendo calor a el petróleo, éste calor disminuye la viscocidad y facilitando la movilidad, quedando los componentes más pesados carbonizados en la zona de ignición

Los crudos pesados y extrapesados dominan las reservas del mundo, pero las acumulaciones de petróleo y gas convensional dominan la producción, debido a la facilidad de trabajo y rentabilidad. Es por ello que las investigaciones cientificas en el área petrolera, van orientadas a mejorar e innovar con el fin de poner en marcha estas cuantiosas reservas. La elección de la estrategia óptima para producir un yacimiento de petróleo pesado requiere del conocimiento de una buena caracterización de yacimiento, conocimiento del sistema petrolifero y aplicación de tecnologia de punta en la perforación.Bibliografía:1. Curtis Carl, Decoster Erick, Guzmán Angel, Huggins Cynthia, Minner Mike, Linares Luz Marina, Rough Howard y Waite Mike: “Yacimientos de petróleo pesado,” Oilfield Review 14, n° 3 (Invierno 2003): 32-55. Ver artículo completo...Ver sólo resumen...

Publicado por Rigo Barrios en 18:56 0 comentarios 26 octubre 2008Método de Schilthuis para predecir la producción de petróleo Cuando se descubre un yacimiento de hidrocarburos, es de vital importancia conocer la predicción de la producción de petróleo, que generará dicha acumulación de crudo. Tal predicción nos aportará información de la cantidad de crudo que se podrá extraer por medio de mecanismos naturales de producción y basados en un precio por barril de crudo, conocer como será la recuperación de la inversión a hacer para poner en marcha el yacimiento y tener conocimientos de la rentabilidad del negocio.

La ecuación de balance de materiales nos proporciona una herramienta para predecir la producción de crudo para una determinada presión y se considera como un método intermedio, entre la predicción por curvas de declinación de producción y la simulación de yacimientos.

La ecuación de balance de materiales está sujeta a incertidumbres e idealizaciones de algunos parámetros por ello la predicción será como valor probabilistico en vez de un valor exacto, además el balance de materiales se aplica para un yacimiento completo, ya que se

estudia un modelo tanque con un equlibrio termodinámico y un estado uniforme flujo uniforme, por ello la incertidumbre aumenta ya que cada pozo posee sus datos individualizado y en un yacimienro pueden haber cantidad de pozos trabajando para la producción. Por esto el balance de materiales no es usado para hallar reservas.

Existen varios métodos para hallar predicción de producción entre los que podemos nombrar:- Método de Schilthuis.- Método de Tarner.- Método de Pirson.- Método de Muskat.- Método de Tracy.

En éste articulo se comentará las condiciones y uso del método de Schilthuis, para ello se considerarán como metodos de empuje natural:-Empuje Hidraulico.-Empuje por gas disuelto.-Empuje por gas de la capa de gas.

Las consideraciones para aplicar el método es, considerar un yacimiento volumetrico y saturado. Es necesario además conocer datos de entrada como:-Propiedades de los fluidos.( Bo, Bg, Rs, uo, ug ).-Presión inicial del yacimiento.-Temperatura del yacimiento.-POES a condiciones estándar.-Datos de relación de permeabilidad ( Kg/Ko), en función de la saturación de liquido.

Como primero se usará la ecuación de balance de materiales y se despeja el valor de N, siendo excluidos los terminos que no se están tomando en cuenta por las consideraciones planteadas al inicio de la publicación.

Luego se pasará el valor de N al lado derecho de la ecuación quedando ésta igualada a 1, y ésta será la condición para que el método de Schilthuis por medio de iteraciones con valores supuestos sea correcto. De la ecuación siguiente, El valor de Np/ N y Rp son desconocidos y se hallarán por el tanteo de Np/N.

Para hallar la solución del método y con ello la futura predicción se deberá seguir la siguiente serie de pasos:

1.- Determinar los intervalos de presión para la cual se determinará la predicción.

2.- Se asume un valor de delta Np/N, que se encontrará entre 0 y 1.3.-Se calcula la producción acumulada de petróleo Np/N, asumiendo todos los incrementos de producción con los pasos de presión anteriores:

4.- Determinar la saturación de liquido para la presión de estudio.Sl=Sw + ( (1-Sw).(1- Np/N).Bo )/Boi

5.-Determinar el valor de la relación de permeabilidades ( Kg/ Ko), se puede usar la siguiente formula de correlación, como nota el valor de ésta relación no debe ser muy grande sino da indicios que el valor escogido está errado.

Kg/Ko = ( 1- S* )2 . ( 1- (S*)2 ) / S*4

Donde:S* = So / ( 1-Sw )So = Sl – Sw

6. - Cálculo de Ri (Relación gas- petróleo instantánea):Ri = Rs + ( Kg/Ko ).( μo.Bo ) / ( μg.Bg )

7.- Cálculo del incremento de producción de gas:

8.- Cálculo de la producción de gas acumulada:

9.- Cálculo del valor de Rp:Rp = Gp/ Np = (Gp/N) / (Np/N)

10.- Con el valor de Rp y (Np/ N), se verifica que de la igualdad. Se admite valores entre 0.99 y 1.01 , de ser así se seguirá con los pasos si no se vuelve al paso 2 y se escogerá otro valor de delta Np/N.

11.- Hallar Np a partir de Np/ N, es decir, conociendo el valor del POES (N) , se despeja Np y ese será el valor de producción esperado para la presión de estudio.

12.- Pasar al siguiente paso de presión.El objetivo del método es construir una tabla de Presión Vs. Np .

La tabla de datos que deben ser suministrados debe poseer el siguiente esquema:

La presión de burbuja para un yacimiento saturado es 2300 lpc y la temperatura es 180 °F, la cantidad de petróleo inicial es de 60 MMBN y la saturación de agua inicial es de 25%.Calcule la producción de petróleo para una presión de 1500 y 1300 lpc.

Para la publicación se leyó y analizó material de yacimientos II del profesor Angel Da Silva.Ver artículo completo...Ver sólo resumen...

Publicado por Rigo Barrios en 16:42 0 comentarios 25 octubre 2008Método de la línea recta para la ecuación de Balance de Materiales El método fue desarrollado por Van Everginden (1953) y Havlena- Odeh (1963), cuyo propósito principal conciste en graficar uns parámetros versus otro conjunto de parámetros con la meta de obtener rectas que permitieran modelar y conocer unas respectivas incognitas siendo éstas: N, m y We.

Los datos que permitirán hallar esta linealización, serán obtenidos principalmente de análisis PVT y datos de producción de el yacimiento en estudio. Agrupando éstos datos se ordenarán en listas para simplificar los cálculos.

Se plantearán condiciones para la aplicación del método la primera corresponde a la condición de borde donde el yacimiento puede ser volumetrico ó no volumetrico, es decir, si el influjo de agua existe ó no en pocas palabras y si su efecto es representativo; y la segunda condición se refiere a el fluido si está saturado ó subsaturado, es decir, si no hay capa de gas debido a la presión muy superior a la de saturación (subsaturado) ó si el petróleo desprende gas por estar saturado.

El método de la línea recta, consiste principalmente en tomar la ecuación de balance de materiales y crear un conjunto de parametros en base a el aporte de cada mecanismo de producción natural del yacimiento y el vaciamiento del mismo, es decir, se tomará la ecuación de balance de materiales :

Vaciamiento= Expansión del petróleo más gas en solución+Expansión de gas de la capa de gas+Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso+ Influjo de agua.

Llamando:

1.) F = VaciamientoF= Np*(Bo+(Rp-Rs)*Bg)+ We.Bw

2.) Eo= Expansión del petróleo más gas en soluciónEo= Bo – Boi + (Rsi – Rs). Bg

3.) Eg= Expansión de gas de la capa de gasEg= Boi. (Bg/Bgi -1 )

4.) Efw= Expansión del agua connata y reducción del volumen porosoEfw= Boi. ( ( Cw. Swi + Cform.) / (1 – Swi ) ) * ( Pb – P )

5.) We= Influjo de agua.

Entonces la ecuación queda reducida a:

F= N. ( Eo + m.Eg + (1+m). Efw) +We………(1)

Si llamamos:Et = ( Eo + m.Eg + (1+m). Efw)

Nos quedaría :F = N. Et + We………(2)

Donde si graficamos la ecuación (2), representaría una recta cuya pendiente sería el valor de N (POES).

Ahora, por éste método se pueden hacer linealizaciones de distintos tipos de yacimientos en base a los mecanismos actuantes y obtener las rectas ideales, para hallar una incognita por medio de la gráfica.

1.- Yacimiento volumetrico + Empuje por gas en solución + Compresibilidad del volumen poroso

De la ecuación (1), el termino m será igual a 0, ya que no hay capa de gas presente que actue como mecanismo de empuje del yacimiento estudiado, y el valor de We=0, debido a que el yacimiento es volumetrico, es decir, no actua un acuifero ó no hay influjo de agua.La ecuación (1) quedará:F= N. ( Eo+Efw)

Al graficar: ( Eo+Efw) vs. F, se obtendra una recta cuya pendiente será el valor de N.Como condición la grafica debe de pasar por el origen de cordenadas

2.- Yacimiento Volumetrico + Empuje por gas en solución + Empuje por capa de gas

De la ecuación (1) despreciamos el valor de Efw, por ser la compresibilidas muy pequeña comparada con la energía aportada por la capa de gas y el gas en solución.El valor de We tambien es cero, debido a que es volumetrico.La ecuación (1) quedará:F= N. ( Eo + m.Eg)Reacomodando:F/Eo= N + N.m.( Eg/Eo)

Al graficar: ( Eg/Eo) Vs (F/Eo), se obtendra una recta que corta el eje vertical en el valor de N, y cuya pendiente será N.m, donde facilmente se podría despejar m, y conocer su valor.

3.- Yacimiento con Empuje por influjo de agua (no volumetrico) + Empuje por gas en solución + compresibilidad del volumen poroso

Tomando la ecuación (1), se despreciará el valor de Eg y m por no existir capa de gas.Quedando:F= N. ( Eo + Efw) + WeAcomodando:F-We = N. ( Eo + Efw)

Al graficar: ( Eo + Efw) Vs. ( F-We), se obtendrá una recta de pendiente igual a N.La recta deberá pasar por el origen de cordenadas.

4.- Yacimiento No volumetrico + Empuje por gas en solución + Empuje por capa de gas

De la ecuación (1) se eliminirán los términos: We por ser no volumetrico, Efw por ser despreciable la compresibilidad del volumen poroso, quedando:F = N. ( Eo+ m.Eg ) + WeAcomodando:F-We/Eo = N + N.m (Eg/Eo)

Al graficar: (Eg/Eo) Vs. ( F-We/Eo ), se obtendrá una recta con punto de corte en el valor de N, y una pendiente N.m

5.- Yacimiento No volumetrico + Empuje por gas en soluciónDe la ecuación (1), se eliminará los términos correspondientes a Eg , Efw y m, al no haber capa de gas y ser despreciable la compresibilidad del volumen poroso.Quedando:F = N. ( Eo) + WeAcomodando:F/Eo = N + We/EoAl graficar: We/Eo Vs. F/ Eo, se obtendra una recta con punto de corte en el valor N, y una pendiente igual a 1 , si la pendiente no es uno entonces debe haber un error en los procesos.

Imágenes tomadas de las guías de estudios de el profesor: Angel Da Silva.

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Publicado por Rigo Barrios en 23:08 0 comentarios 18 octubre 2008ANALISIS DE BALANCE DE MATERIALES ANALISIS DE BALANCE DE MATERIALES

Anteriormente se ha estudiado el uso de la ecuación de balance de materiales, la cual es una gran herramienta a la hora de calcular el petróleo original en sitio (N), los mecanismos de recobro (Io, Ig, Iw) entre otras valores de interés; todos los resultados obtenidos a partir de dicha ecuación arrastran un grado de incertidumbre por lo cual tienen o deben ser verificados para su correcta interpretación a la hora de la toma de decisiones.Esta incertidumbre se debe a distintos factores, dentro de los cuales están:

1-. Datos PVT

Estos datos generan incertidumbre debido a que se realizan mediciones de temperatura, gravedad del gas y petróleo, en donde algunos de estas mediciones se realizan en el laboratorio y no a condiciones de yacimiento.

2-. Datos de presión.

Al igual que los datos PVT, los errores de medición de presiones difieren mucho dependiendo de los instrumentos y mecanismos que se usen, ya que estos pequeños errores a largo plazo pueden generar un grave problema.

3-. Historia de producción.

El control de producción de un yacimiento es muy riguroso, porque es en donde se lleva un registro del Np, Gp, Wp de los cuales unos poseen mayor importancia que otros lo cual hace que no sean contabilizados, donde esto se ve reflejado mediante errores cuando se realiza EBM.

4-. Mecanismos de empuje.

Este factor de incertidumbre es muy crítico, es decir, el considerar un mecanismo de empuje o saber que está allí presente depende de muchos estudios realizados y una gran certeza de su presencia; ya que el yacimiento como tal es una gran zona de estudio, por lo tanto este se lleva a un sistema aislado el cual posee limitaciones, en donde se estudian sus mecanismos de empuje y otros procesos utilizados en la EBM.

Otro de los factores de incertidumbres es la mano humana, la cual es la que maneja en gran proporción muchos de los datos mencionados anteriormente como también la apreciación de los aparatos que se usan a la hora de realizar una medición.

Para la corrección o verificación de resultados obtenidos a partir de datos PVT, de presión, historia de producción entre otros, se han creado una serie de herramientas, las cuales nos dan unos resultados mas precisos y confiables en donde a partir de ellos se pueda comenzar o seguir realizando cualquier operación con mayor seguridad.Una de la herramienta que se utiliza para dicha verificación es el método de la línea recta creado por Van Everginden (1953) y Havlena-Odeh (1963), el cual consiste en graficar un grupo de variables en función de otras. Este método se trabaja de distinta forma para cada tipo de yacimiento, ya que no todos poseen las mismas características, como también es corregido mediante métodos matemáticos y así asegurar el mejor resultado.

Las correcciones que se le realizan a dicho método son muy breves y sencillas; este método nos arroja una serie de puntos en un sistema los cuales se comportan en forma “lineal”, ya que muchos de estos puntos no presentan un comportamiento similar a los demás, se procede a realizar mínimos cuadrados para minimizar el comportamiento de la función que nos den dichos puntos, para ello se traza una recta de mejor ajuste o tendencia a dichos puntos y así tener una mejor aproximación al resultado buscado.

La manera de conocer el éxito de dicha recta es conociendo su coeficiente de correlación, el cual es un indicativo de la calidad del ajuste de mínimos cuadrados de dichos puntos. El rango en el que oscila este coeficiente esta entre 0 y 1.

A parte de este método existen otros más que permiten corregir los datos obtenidos en la EBM.Ver artículo completo...Ver sólo resumen...

Publicado por Nael Abo Ras A. en 10:32 0 comentarios 06 octubre 2008Prueba de validación de análisis PVT a través de balance de materiales La prueba de balance de materiales consiste en el chequeo del Rsd (relación gas petróleo disuelto), obtenido mediante un análisis PVT en un laboratorio.

Ésta validación se realiza a pruebas PVT, q se obtienen por medio de un proceso de liberacion diferencial, donde a una muestra de petróleo crudo se coloca en una celda a una presión superior a la presión de burbuja (Pb), y la misma se va reduciendo a temperatura del yacimiento (Tyac). A medida que desciende la presión por debajo de Pb, el gas disuelto empieza a liberarse del crudo, por lo que se crea una capa de gas que se extrae de la celda manteniendo la presión constante. Éste proceso se repite hasta alcanzar la presión atmosférica.

A través de ésta prueba se pueden calcular parámetros como:- Factor de compresibilidad del gas (Z).-Relación gas petróleo disuelto (Rs).-Factor volumétrico de formación del petróleo (Bo).-Factor volumétrico de formación del gas (Bg).-Factor volumétrico total de formación (Bt).-Densidad del petróleo (ℓo).- Gravedad específica del gas.- Grados API ( °API).

Donde el parámetro Rs, es de gran importancia y será validado a través de la prueba de balance de materiales.La relación gas petróleo disuelto, consiste en el cociente entre el volumen de gas que se obtiene de la separación del petróleo en la superficie, medido a condiciones normales (14.7 lpc y 60 °F), y el volumen de petróleo que resulta de ésta separación.

Rs= Vg/Vo en (PCN/BN).

Para llevar a cabo el proceso de validación es necesario conocer los siguientes parámetros medidos en el laboratorio:- Rsd ( de vital importancia, ya que es el parámetro a comprobar que sea correcto).- ° API.- Bo a diferentes presiones.- Gravedad específica del gas en cada etapa de liberación.- Presiones y temperaturas de la prueba.

Deducción de las formulas de balance de materiales

Se calcula cada Rsdi, y se compara con el Rsd encontrado en el laboratorio, tomando un error relativo se definirá si la prueba es valida o no, es decir, si el Rsd hallado en el laboratorio es correcto o no hubo errores en mediciones.

Si el % error, es menor al 5 % es buena la prueba.

Problema tipo:A continuación se muestra una tabla con los datos necesarios para ejecutar la prueba de balance de materiales:

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Publicado por Rigo Barrios en 22:12 1 comentarios LIMITACIONES DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES La Ecuación de Balance de Materiales (EBM), comúnmente llamada ecuación de Schilthuis, está basada en la “Ley de Conservación de la Masa”, y se basa en el cálculo de los volúmenes de fluidos y otros parámetros no medibles directamente, que están presentes en el yacimiento, tomando el yacimiento como un tanque. Para esto se necesita tener datos de otros parámetros como las presiones del yacimiento, las propiedades de los fluidos, y la producción acumulada de fluidos, entre otros parámetros medibles desde superficie.Los usos que se le dan van desde cálculo del Petróleo Original en Sitio (POES), cálculo de intrusión de agua, hasta el pronóstico de las presiones del yacimiento y la realización de proyecciones sobre el mejor método de recuperación para mejorar la eficiencia del recobro. Por otro lado, la EBM es la base fundamental para las ecuaciones usadas en las herramientas de simulación de yacimientos actuales.Las limitaciones de la EBM son tanto teóricas como prácticas, y dependen de cuan exactos

son los valores de los datos disponibles, así como también de aquellas suposiciones que se asumen relacionadas al yacimiento. Entre las limitaciones teóricas tenemos: La suposición de que el petróleo crudo y el gas en solución se encuentran en equilibrio termodinámico. Wieland y Kennedy (1957) encontraron una tendencia en la fase líquida a permanecer sobresaturada con gas a medida que la presión disminuye, Por tanto el efecto de sobresaturación hace que las presiones del yacimiento sean menores que si se hubiese logrado el equilibrio.La suposición de que los datos PVT empleados en la EBM, duplican los procesos de liberación en el campo. En algunos casos los datos de PVT se basan en procesos de liberación de gas muy diferentes a los que realmente ocurren en el yacimiento. Esto aumenta el rango de error en la EBM.La suposición de que el gas en la superficie posee la misma composición que el gas en el yacimiento. Este cambio se verifica al estudiar el cambio en la composición de los gases, por ejemplo, la composición de los petróleos volátiles contiene mayor cantidad de líquidos en la fase de vapor que se puede recuperar, pero que el proceso de liberación diferencial no considera.Por otra parte, nos encontramos con las limitaciones prácticas. Éstas generalmente tienen que ver con la medición de datos, y dependen casi en su totalidad de la exactitud de las medidas tomadas. Datos confiables generan resultados confiables, lo contrario limita la eficiencia de la EBM. En su mayoría estos errores dependen del factor humano y de las condiciones de trabajo, sin embargo a menudo también son generados por las condiciones del yacimiento, entre ellas destacan:Empujes hidrostáticos y capas de gas muy grandes con respecto a las zonas de petróleo que acompañan. En estos casos las condiciones de presiones del yacimiento se mantienen casi constantes e iguales a su presión inicial. La EBM no es capaz de calcular eficazmente el POES debido a que la caída de presión en el yacimiento es muy pequeña, y generalmente el error en las mediciones de los datos muy elevada.Yacimientos de grandes extensiones, que poseen bajos valores de permeabilidad y un crudo de alta viscosidad, presentan dificultades excepcionales para el cálculo de la presión estática o presión final de restauración (static bottom-hole pressure). Las presiones que se miden bajo estas condiciones no son confiables y generalmente no representan las verdaderas presiones promedio del yacimiento. Adicionalmente otras condiciones como lo son fracturas en los yacimientos, y la alternancia entre zonas de baja y alta permeabilidad trae como consecuencia la imposibilidad de calcular una verdadera presión promedio del yacimiento en base a un análisis volumétrico.Yacimientos de gran extensión vertical, que poseen presiones muy cercanas a la Presión de burbujeo (Pb), representan un problema ya que la presión promedio puede encontrarse por encima de la Pb, y aún así en la parte superior del yacimiento puede encontrarse una pequeña capa de gas. Esta capa de gas hace que los cambios de presión sean menores de los que arroja la EBM.La producción de agua y de gas acumulada generalmente no es conocida con exactitud y por ende este es otro factor por el cual se generan errores.Todos estos errores 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. Referencias:Fanchi, John R. “Principles of applied reservoir simulation/John Fanchi” – 2nd edition. Gulf Publishing Company, Houston, TX (USA) 2001.

B.C. Craft, y M.F. Hawkins “Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos”. Editorial Tecnos, Madrid. http://www.reggieoilservices.com/2007/12/reserves-estimation-material-balance.htmVer artículo completo...Ver sólo resumen...

Publicado por jvargas en 22:08 0 comentarios Etiquetas: ingenieria de petróleo, limitaciones Ecuacion de balance de materialespruebas de presiones, reservorio, yacimiento, Yacimientos Fracturados 04 octubre 2008Mecanismos naturales de producción de yacimientos Los mecanismos naturales de producción se efectúan principalmente por la presión natural que posee el yacimiento , es decir, la energía necesaria para mover el fluido es aportada por el yacimiento. Esta diferencia de presión hace que el petróleo se mueva hacia el pozo porque la presión de fondo fluyente o del pozo, es menor que la presión del yacimiento, lo que genera un potencial capaz de hacer que el fluido se mueva.Es importante conocer cual es el mecanismo de producción natural ya que de su conocimiento depende obtener el mayor provecho de producción, así como el estudio de futuros métodos de producción secundarios. Para obtener información eficaz de las características del yacimiento es necesario conocer algunos parámetros, entre los cuales podemos nombrar:Características petrofísicas de la zona productora.Características geologías, como tipo de formulación, estructura, rumbo, buzamiento, contactos de los fluidos, entre otras.Porosidad y permeabilidad, es importante diferenciar la permeabilidad horizontal y la vertical.Saturación de los fluidos.Presión del yacimiento.Relaciones volumétricas de los fluidos.Entre los mecanismos de producción se encuentran:Compresibilidad roca-fluido.Liberación de gas en solución.Segregacion gravitacional.Empuje por capa de gas.Empuje hidráulico.1.- Compresibilidad roca-fluido: Este método de producción se lleva a cabo debido a la presión ejercida por el peso de las capas supra yacentes el yacimiento, no es condición necesaria ubicarnos sobre la presión de burbuja o bajo la misma. 1.1 Compresibilidad de la roca: C= -1/V* dP/dV Cualquier cambio de presión originara un cambio de volumen y este cambio ocurrirá hacia donde la roca le sea mas fácil expandirse, es decir, hacia el volumen poroso, y esto ocasionara un aumento del volumen de la matriz.

1.2 Compresibilidad del liquido: Los líquidos también sufrirán cambios en su volumen debido a un cambio de presión, se esto se deduce las formulas matemáticas que rigen este proceso:

1.3 Compresibilidad del gas: La compresibilidad de los gases sera distinta a la de los fluidos debido a que estos son mucho mas compresibles y se rigen por las ecuaciones de estado, en base a esto podemos generar las ecuaciones matemáticas que nos permitirán hallar los cambio de volúmenes de un gas por una compresion o cambio de presión.

si es un gas ideal: dZ/dP=o y la ecuación se reduce a : Cg= 1/P.2.- Liberación de gas en solución.

En este método no existe capa de gas, todo el gas disuelto en el petróleo a presión y temperatura de yacimiento. Es importante conocer si la presión del yacimiento se encuentra por encima o por debajo de la presión de burbuja, ya que por encima no hay liberación de gas disuelto.El diferencial de presión hace que el gas comience a expandirse y arrastre el petróleo del yacimiento a los pozos productores. Este método se considera mas eficiente que el de capa de gas.

3.- Segregacion gravitacional: La presión del yacimiento debe ser superior a la presión de burbuja para que se forme gas en el sistema, ese gas tendrá dos opciones:Moverse hacia el pozo directamente debido al predominio de las fuerzas viscosas. Moverse hacia el tope de la estructura por diferencia de densidad de los fluidos o por el predominio de las fuerzas gravitacionales.Para que exista segregacion gravitacional es necesario que exista facilidad para que le gas se desplace al tope y esta acumulacion de gas en el tope actué como un pistón empujando o desplazando el petróleo hacia el pozo.Las fuerzas gravitacionales deben ser mayores que las fuerzas viscosas y además el yacimiento debe poseer un alto buzamiento con tal que la permeabilidad horizontal que es mayor que la vertical, Kv= o.1 Kh, permita que el gas se desplace a través de ella por la roca altamente inclinada.Para que el método sea efectivo, los pozos deben de estar bien localizados, para obtener el mayor provecho de producción de petróleo durante largo tiempo, sin que se produzca gas de la capa de la gas que se formara.

4.- Empuje por capa de gas:

Se debe estar bajo la presión de burbuja, el gas que se encuentra en el tope de la estructura en equilibrio con el petróleo , actuara como un pistón empujando hacia abajo y desplazando petróleo por una reducción de la presión.Mientras la presión se reduce cada vez mas, el gas disuelto en el petróleo pasa a la capa de gas, por lo que "el pistón" sera mas eficiente.Este método puede arrojar la posibilidad de una extracción primaria de petróleo de entre 15 y 25% del POES.

5.- Empuje hidráulico o por agua:Por este método de producción no es de relevancia ubicarnos sobre la presión de burbuja o bajo esta. Es considerado el mecanismo mas eficiente para extraer petróleo por métodos naturales.Debe existir un acuífero ya sea en el fondo de la estructura, lateral, etc. Al reducir la presión el acuífero se expande y actúa como pistón empujando el petróleo hacia arriba , aunque si existe un acuífero, el cual aporta agua por algún medio externo que no sea inyección artificial, la presión permanecerá constante o caerá muy poco.

Todos estos métodos de producción aportan la energía necesaria para que el yacimiento produzca petróleo de manera natural sin ningún método de recuperación secundaria o mejorada. Estos métodos pueden actuar individualmente o varios a la vez en un mismo yacimiento, con lo cual aumenta la eficiencia de la producción al existir mas energía.

Bibliografia:PDVSA, "el pozo ilustrado", Caracas, 1985, capitulo 5 "métodos de produccion".Ver artículo completo...Ver sólo resumen...

Publicado por Rigo Barrios en 12:34 0 comentarios 03 octubre 20083D Explorer Induction (3DEX) Como es del saber de todos, el petróleo es la principal fuente de energía en el mundo, por ello, además de la inestabilidad que caracteriza al mercado internacional y las fluctuaciones de los precios de este producto, han llevado a que se investiguen y desarrollen nuevas tecnologías referentes a la exploración, perforación y/o producción de dicho recurso.

A la hora de poner a producir un yacimiento es necesario conocer si es económicamente rentable extraer el hidrocarburo presente en el mismo, para esto son realizados una serie de estudios sísmicos, geológicos, análisis de núcleos y registros de manera que se pueda calcular la cantidad de hidrocarburo existente en el yacimiento; por tal razón se creó 3D Explorer Induction.

3DEX es una herramienta desarrollada y diseñada por Baker Atlas y Shell Exploration & Production que ofrece una evaluación más exacta de las secuencias laminadas de arena-lutita para identificar, delimitar y cuantificar con precisión el petróleo en sitio de baja resistividad. Los registros convencionales miden la resistividad horizontal y estas mediciones son afectadas en gran manera por la conductividad de las capas delgadas de lutitas en vez de la alta resistividad de las láminas de arena en los yacimientos hidrocarburos provocando así errores en los resultados y de esta manera no detectar la presencia real de hidrocarburos en la zona. 3DEX Induction permite la determinación tanto de la resistividad horizontal como la vertical mediante un estudio tridimensional, que consiste en el uso de un “sistema de coordenadas x y z” en forma de espiral, donde el eje z coincide con el instrumento que se va a utilizar y además está ortogonalmente sobre los ejes ‘x’ y ‘y’.

A continuación se presenta un diagrama del funcionamiento de 3D Explorer:

En el siguiente registro se puede observar, en la última columna, la identificación adicional de hidrocarburos con el uso de esta técnica:

En líneas generales, cuando en un análisis petrofísico se incluye este método, se incrementan los volúmenes de hidrocarburos en comparación con las técnicas que se han venido aplicando desde hace tiempo; por otro lado diversos resultados indican que hay mayor consistencia con las curvas de presión capilar derivadas del análisis de núcleos. La principal característica de la medición de 3D Explorer Induction es la gran sensibilidad de la resistividad vertical a la saturación de hidrocarburos comparándola con la horizontal. Además la resistencia vertical es muy sensible a la presencia de las capas laminadas de lutitas con hidrocarburos, incluso cuando la fracción de arena representa tal sólo del 20% del yacimiento. Los resultados demuestran que esta herramienta permite identificar claramente las zonas productivas de baja resistividad donde los otros métodos proveen datos inadecuados.Ver artículo completo...Ver sólo resumen...

Publicado por Lourdes González en 21:18 0 comentarios 02 octubre 2008Análisis PVT: Pruebas de Laboratorio Durante la producción de gas condensado desde el yacimiento hasta los separadores ocurre separación gas – líquido que es simulada en el laboratorio para determinar el comportamiento PVT del yacimiento. Los tipos de separación simulados en laboratorio son dos: Diferencial e Instantánea o Flash.

Tipos de Pruebas:

Liberación Diferencial: básicamente la composición total del sistema varía durante el proceso, el gas liberado se separa total o parcialmente del contacto con el condensado retrogrado. En la siguiente figura se ilustra este tipo de liberación:

P1 > P2 > P3

Este proceso se puede resumir en tres pasos:La presión inicial del petróleo es mayor o igual a la presión de burbujeo (presión en la cual la mezcla de hidrocarburos en fase líquida está en equilibrio con una cantidad infinitesimal de gas, burbuja), para que se pueda liberar gas.

Se disminuye la presión causando la liberación de gas, luego éste gas es removido de la celda manteniendo la presión constante.

Se repite el procedimiento hasta alcanzar la presión atmosférica.

De este tipo de liberación se obtienen los siguientes datos: factor de compresibilidad del gas (Z), relación gas petróleo en solución (Rs), factor volumétrico del petróleo (Bo), factor volumétrico del gas (Bg), factor volumétrico total (Bt), densidad del petróleo, gravedad específica del gas y la gravedad API de crudo residual.

Liberación Instantánea: significa que el gas liberado permanece en contacto con el líquido, es decir, la composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión. En la siguiente figura se ilustra este tipo de liberación:

P1 > P2 > P3 > P4 > P5La liberación de gas instantánea se puede simplificar de los siguientes pasos:

- La presión inicial del petróleo es mayor que la presión de burbujeo y la temperatura inicial es igual a la temperatura del yacimiento.- El petróleo se expande en varias etapas hasta alcanzar la presión de burbujeo a temperatura constante.- Luego se repite el paso anterior, pero la presión es menor a la de burbujeo, sin retirar de la celda el gas liberado, permaneciendo así en contacto con el líquido.

De este tipo de liberación se obtienen los siguientes resultados: presión de burbujeo, volumen relativo en función de la presión (V/Vb), la compresibilidad del petróleo y una función ‘y’:

Y= Pb – P_P(V/Vb - 1)

Pb: presión de burbujeo, lpca.P: presión inferior a Pb, lpca.V: volumen bifásico a P, cc.Vb: volumen a Pb, cc.

Al graficar la función Y vs. P el comportamiento es lineal cuando los sistemas se encuentran básicamente compuestos por hidrocarburos, por otro lado, la presencia de componentes no hidrocarburos o cuando se está cerca del punto de burbujeo aleja el comportamiento lineal de la función.En la liberación instantánea se condensa más líquido que en la diferencial porque en la separación instantánea permanece mayor cantidad de gas en el sistema del cual más y más componentes pesados se pueden condensar al disminuir la presión.

Los equipos de laboratorio usados para el análisis PVT de condensado son diferentes a los usados para el petróleo negro porque en casi todos los yacimientos de gas condensado la presión de rocío no se determina por un cambio violento en la relación presión - volumen del sistema y además la fase líquida representa un pequeña parte del volumen total de la

celda donde se realiza el estudio. Por esta razón es preciso tener métodos más exactos para medir pequeñas cantidades de líquido, como por ejemplo las pruebas CCE, CVD y la de separador.

Prueba de Separadores: en pocas palabras son pruebas de liberación instantánea realizadas en un separador para cuantificar efecto de las condiciones de separación (presión y temperatura) en superficie sobre las propiedades del crudo. El proceso de esta prueba consiste en pasar a través de un separador para luego expandir a presión atmosférica la muestra de crudo saturado a la temperatura del yacimiento y presión de burbujeo.Cuando cambia la presión en el separador es posible obtenerse una presión tal que se produzca mayor cantidad de líquido, mayor gravedad API del crudo y menor factor volumétrico de formación del petróleo; esta presión es denominada presión óptima de separación.Al finalizar esta prueba se tienen los siguientes resultados: factor volumétrico de formación del petróleo, relación gas – petróleo en solución, gravedad API del petróleo de tanque, composición del gas que se separa y la gravedad específica del gas separado y del tanque.

Prueba CCE (Constant Composition Expansion): esta prueba consiste primero en cargar la celda con una muestra representativa combinada de los fluidos de yacimiento, luego se aumenta la temperatura hasta alcanzar la del yacimiento y se comprime desplazando al pistón en la celda hasta alcanzar 500 a 1000 lpc.[1]. Después se expande a composición constante hasta que la presión sea de 500 a 200 lpc por debajo de la presión inicial y por último se espera un tiempo suficiente hasta alcanzar el equilibrio.

Prueba CVD (Constant Volumen Depletion): básicamente se trata de un conjunto de expansiones y desplazamientos manteniendo la presión constante de la mezcla de forma que el volumen de gas y el del líquido en la celda sea constate al terminar cada desplazamiento. Al gas que es removido isobáricamente se le determina la el volumen y la composición en un laboratorio, además para cada presión se calcula el volumen de líquido depositado en el fondo de la celda, el factor de compresibilidad del gas retirado y el de la mezcla bifásica que va quedando.

Al realizar un análisis PVT es necesario comprobar la consistencia de los datos debido a que es posible la existencia de errores de medición en el laboratorio. Esta revisión consiste en la elaboración de pruebas, entre ellas están el chequeo de la temperatura de la prueba (comprobar que las condiciones de P y T del separador al momento de la toma de la muestra de gas sean iguales a las del momento de la toma de la muestra de líquido), prueba de densidad ( la densidad del petróleo saturado con gas a la presión de burbujeo en la liberación diferencial debe ser igual a la calculada a partir de los datos de las pruebas de separadores), prueba de la linealidad de la función Y antes mencionada (esta función debe ser una línea recta si el crudo tiene poca cantidad de componentes no hidrocarburos y las mediciones de laboratorios son precisas) y la de balance de materiales (consiste en verificar si el Rs experimental de la liberación diferencial es el mismo al calculado por balance de materiales)

El análisis PVT de una muestra es una herramienta muy importante ya que proporciona información como el comportamiento p-v de un yacimiento a temperatura constante, determinación del punto de rocío, factores de compresibilidad del gas condensado producido y la mezcla remanente en la celda, el análisis de la composición de los fluidos

separados y del yacimiento, optimización de presiones de separación instantánea gas-líquido de prueba de separadores, entre otras. No obstante, se debe tomar en cuenta que existen ciertas limitaciones de las pruebas de laboratorio como tomar una muestra representativa del fluido original del yacimiento o calcular experimentalmente el efecto de la presión y temperatura sobre las propiedades de las fases a bajas presiones a las cuales trabajan los separadores. Pero a pesar de esto el estudio PVT es primordial a la hora de realizar diversos cálculos, entre ellos se puede mencionar: estudios de balance de materiales composicional, cálculo de las constantes de equilibrio siempre y cuando se conozcan las composiciones de las fases gas y líquida, simulación composicional de yacimientos y diseño óptimo de sistemas de separación superficial para obtener el máximo rendimiento de crudo.Ver artículo completo...Ver sólo resumen...

Publicado por Lourdes González en 22:33 0 comentarios Análisis PVT

Actualmente son diversos los métodos, análisis y/o tecnologías utilizadas en la industria petrolera para planificar el conjunto de operaciones concernientes a la producción, separación, tratamiento, acondicionamiento, manejo, distribución y rendimiento de los fluidos pertenecientes a un yacimiento de hidrocarburos. Dentro de las técnicas utilizadas se encuentra el análisis PVT, que es una serie de pruebas realizadas en el laboratorio a diferentes presiones, temperaturas y volúmenes para determinar las propiedades de los fluidos de un yacimiento de petróleo.

La presión, el volumen y la temperatura (PVT) son fundamentalmente los parámetros básicos que gobiernan el comportamiento de producción de un yacimiento de hidrocarburos. A partir del análisis PVT se obtiene información en cuanto a la identificación de los mecanismos de recobro, el comportamiento de flujo de los pozos, cálculo de POES, entre otros aspectos, para comenzar a producir el yacimiento.

Al momento de tomar las muestras a estudiar se deben tener en cuenta ciertas consideraciones, como por ejemplo: ser tomadas durante los primeros días de producción antes de que ocurra una significativa caída de presión; el pozo de donde son escogidas las muestras debe ser nuevo y tener una producción estable además de alto índice de productividad. De igual manera el pozo debe ser preparado para realizar la prueba de muestreo y el aspecto más importante a considerar es la estabilización, es decir, el pozo

debe tener estable las presiones de cabezal, de fondo y la tasa de producción, ésta última que sea tan baja tal que se generen pequeñas diferencias de presión (presión del yacimiento – presión del fondo fluyente) con el objetivo de disminuir la condensación retrógrada en la cercanía del pozo. En caso de que la producción del pozo sea estable pero alta es recomendable tomar las muestras a esta tasa.

Para obtener una simulación correcta del comportamiento de un yacimiento a partir de un análisis PVT, es necesario que la muestra sea representativa de la mezcla de hidrocarburos original. Cabe destacar que al ser un yacimiento pequeño, una muestra puede ser representativa; sin embargo, al ser grande, de gran espesor o muy heterogéneo, se necesitan varias muestras tomadas de diferentes pozos.Las muestras se pueden clasificar de acuerdo al lugar de donde son tomadas: de superficie, de cabezal y de fondo [1]. A continuación se presenta un cuadro comparativo de ventajas y desventajas de estos tipos de pruebas:

[1] Craft, B.C. y Hawkins, M.F., Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos, Ed. Tecnos, Madrid 1997. Ver artículo completo...Ver sólo resumen...

Publicado por Lourdes González en 9:33 1 comentarios Etiquetas: analisis pvt, cabezal, muestras de fondo, superficie noviembre 2008 febrero 2008 Página principal Suscribirse a: Entradas (Atom)

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