Clase N°4: Balance Materiales en Yacimientos de Gas.

Gases Ideales: Está formado por partículas puntuales, sin atracción ni repulsión entre ellas y cuyos choques son perfectamente elásticos (conservación de momento y energía cinética). Un mol de cualquier gas ideal contiene el mismo número de moléculas y ocupa el mismo volumen a las mismas condiciones de presión y temperatura.

Ley de Boyle
En un proceso isotérmico y con una cantidad constante de gas, el volumen de un gas es inversamente proporcional a su presión, es decir, el producto de la presión por la temperatura es constante.
PV= Ctte.

Ley de Charles
A una cantidad constante de gas en un proceso isobárico, el volumen de gas es proporcional a la temperatura.
V =KT

Ley de Avogadro
El volumen de un gas es proporcional al número de sus partículas, a una presión y temperatura constante.
V=Kn

Ecuación de estado para gases ideales
Haciendo uso de las leyes de Boyle, Charles y Avogadro, pueden relacionarse los parámetros incluidos en el estudio de gases como la presión ejercida por el gas, el volumen que ocupa, su cantidad de moles y la temperatura a la que podía encontrarse, de la siguiente manera:

PV=nRT

Donde:
R=10.73lpca*pie3/lbmol*°R
R=8.314KPa*m3/Kgmol*°K

R=0.082atm*l/mol*°K

En un yacimiento los gases no se comportan de manera ideal, por lo tanto se adapta la ecuación para gases ideales utilizando el factor de compresibilidad del gas (Z).

PV=ZnRT

Dicho factor puede obtenerse experimentalmente dividiendo el volumen el volumen real de n moles de un gas a P y T constantes por el volumen ideal ocupado por la misma masa de gas a iguales condiciones de P y T.

A condiciones Ideales:
14.7Vo=nRT

A condiciones de yacimiento:
PV=ZnRT

Entonces:
Z=PV/14.7Vo

Principio de Van Der Waals
Establece que todos los gases tienen el mismo factor de compresibilidad a condiciones iguales de temperatura y presión reducidas.
Z=f(Pr,Tr)

Donde:
Presión reducida: Pr=P/Pc
Temperatura reducida: Tr=T/Tc
Pc y Tc: Condiciones críticas absolutas del gas.
P y T: Absolutas.

Principio de W. B. Kay
Dice que todas las mezclas de hidrocarburos tienen el mismo factor de compresibilidad a las mismas condiciones de presión y temperatura pseudoreducidas.
Z=f(Psr, Tsr)

Donde:
Presión pseudoreducida: Pr=P/Psc
Temperatura pseudoreducida: Tr=T/Tsc
P y T: Absolutas.

Psc y Tsc: Condiciones seudocríticas del gas.

Clase N°3 Balance de Materiales para Yacimientos de Petróleo

Clase N°2: Mecanismos de Producción

Un yacimiento potencial de hidrocarburos posee energía la cual ayuda en el proceso de producción de los pozos q allí pudieran perforarse, en otras palabras pueden tener uno o varios mecanismos de producción natural.

Compresibilidad de la roca y de los fluidos

Es un mecanismo en el cual a partir de la explotación del pozo y la caída de presión la roca y los fluidos comienzan a expandirse, la expansión de la roca produce disminución del espacio poroso y a su vez la expansión de los fluidos causa la caída de presión, lo que provoca que por la reducción del espacio interconectado y la expansión de los fluidos estos quieran dirigirse a lugares con menor presión y mayor espacio.

Liberación de gas en solución

Ocurre a medida que se va perforando el pozo y la presión va disminuyendo, lo que implica liberación del gas que se encontraba disuelto en el petróleo. Cuando se presenta este mecanismo la presión en el yacimiento es generalmente igual a la presión de burbujeo y esta decae rápidamente.

Segregación gravitacional

Este mecanismo natural se presenta en zonas con alto buzamiento, y generalmente con alta permeabilidad vertical, aunque no necesariamente, lo que permite que actúen las fuerzas de gravitación. Pocas veces posee capas de gas, lo que permitiría una mejor recuperación.

Empuje por capa de gas

Se presentan en yacimientos con una presión igual a la presión de burbujeo, lo que implica liberación de gas en solución y por lo tanto expansión de la capa da gas ya existente, que por ser inmiscible en el petróleo causa su desplazamiento.

Empuje hidráulico

Para que este presente este mecanismo natural debe existir un acuífero, el agua que se encuentra en el yacimiento, el cual puede ser subsaturado o saturado, se expande a causa del diferencial de presión entre el contacto agua-petróleo, tratando así, de estabilizar la presión en el yacimiento y desplazando al hidrocarburo, por ser estos dos fluidos inmiscibles.

Inyección de fluidos

Es un mecanismo de producción artificial, que consiste en la inyección de fluidos, como el agua o el gas para mantener la presión en el yacimiento mientras se extrae el hidrocarburo y de esta manera mejorar su producción.

Balance Volumétrico

El vaciamiento es la cantidad de fluido que se produce en función de la contribución de los mecanismos de empuje. Es decir la suma de mecanismos como: expansión del petróleo más gas en solución, expansión del gas de la capa de gas, expansión del agua connata, reducción del volumen poroso e influjo del agua del acuífero.

Parámetros

N: Petróleo original en sitio (POES).
m: Relación entre el volumen inicial de gas en la capa de gas y el petróleo más gas disuelto en el petróleo.
Np: Petróleo producido.
G: Gas original en sitio (GOES).
Gf: Gas inicial en la capa de gas.
Gs: Gas inicial disuelto.
Gp: Gas producido.
Wp: Agua producida.
Rp: Relación gas-petróleo.
We: Influjo de agua.
NBoi: Volumen de petróleo y gas disuelto a condiciones de yacimiento.
NmBoi: Volumen inicial de gas libre en la capa de gas.
NRsiBgi: Volumen inicial de gas disuelto en el petróleo.

Mecanismos

Vaciamiento
Np[Bo+(Rp-Rs)Bg]

Expansión del petróleo
N(Bo-Boi): Volumen producido por expansión del líquido.

Expansión del gas en solución
NBg(Rsi-Rs): Volumen por expansión de gas en solución.

Expansión de petróleo más gas en solución
N(Bt-Bti)

Expansion de la capa de gas
mNBoi[(Bg/Bgi)-1]

Expansión del agua connata y reducción del espacio poroso
(1+m)NBoi[(CwSw+Cf)/(1-Swi)]*dP

Influjo de agua
We: Influjo de agua acumulado en el yacimiento

Referencia: Clase N°2, Prof. Ángel Da Silva.

Clase N° 1: Parámetros PVT

Solubilidad del gas

Es la medida que muestra la máxima cantidad de gas que puede disolverse en un volumen determinado de petróleo. Depende de parámetros como la presión, la temperatura y la composición de gas y petróleo.

Yacimientos saturados

En este tipo de yacimientos el petróleo se encuentra saturado de gas a cualquier presión y temperatura si al reducir un poco la presión se libera gas de la solución.

Yacimientos subsaturados

Un yacimiento se encuentra subsaturado con gas a cualquier presión y temperatura si al reducir un poco la presión no se libera gas de la solución, lo que implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo.

Parámetros PVT

Los parámetros PVT se obtienen mediante un análisis a distintas presiones, volúmenes y temperaturas para establecer las propiedades de los fluidos de un determinado yacimiento de petróleo.

Tipos de liberación de gas

Liberación instantánea o Flash

Se comienza con una presión mucho mayor a la presión de burbujeo con una temperatura igual a la temperatura del yacimiento. Luego se expande el petróleo (Aumenta el volumen) a la misma temperatura hasta alcanzar la presión de burbujeo. Se continúa la expansión para presiones menores a la de burbujeo, lo que implica liberación de gas, el cual se mantiene en contacto con el petróleo, esto indica que la compasión no varía durante el proceso.

Con esta prueba obtendremos la presión de burbujeo, el volumen relativo en función de la presión y la compresibilidad de petróleo.

Liberación Diferencial

Inicialmente la presión es igual a la presión de burbujeo con una temperatura igual a la temperatura del yacimiento. Después se aumenta el volumen para disminuir la presión, lo que lleva a la liberación del gas, el cual es removido de la celda. Este proceso se repite varias veces hasta llegar a la presión atmosférica.

Aplicando dicha prueba se obtiene el factor de compresibilidad del gas, densidad del petróleo, gravedad específica del gas, gravedad API, Rs, Bo, Bg y Bt.

Factor Volumétrico de Formación del Petróleo (Bo)

Es la relación que existe entre el volumen de petróleo más gas disuelto a condiciones de yacimiento necesario para producir un barril de petróleo a 14.7 lpca y 60°F (Condiciones de superficie).

A medida que el petróleo va hacia la superficie, va disminuyendo la presión y temperatura por lo que el petróleo se va expandiendo hasta que se llega a la presión de burbujeo, el gas comienza a liberarse y el volumen de petróleo comienza a disminuir, es decir, el Bo va aumentando a medida que la presión y la temperatura van disminuyendo antes de llegar a la presión de burbujeo, y después de que se alcanzar la presión de burbujeo comienza a disminuir por causa del gas liberado que anteriormente se encontraba disuelto en solución.

Factor Volumétrico de Formación del Gas (Bg)

Es la relación que existe entre un volumen de gas a condiciones de yacimiento y el mismo volumen de gas a condiciones de superficie. Esta aumenta considerablemente después de alcanzar la presión de burbujeo.

Factor Volumétrico de formación Total (Bt)

Es el volumen que ocupa un barril fiscal de petróleo junto con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier presión y temperatura.

A medida que disminuye la temperatura y la presión, antes de llegar a la presión de burbujeo, el Bt va aumentando por la expansión del volumen de petróleo más gas disuelto, después de que se alcanza el puno de burbujeo, el Bt crece rápidamente por la liberación del gas.

Relación Gas en Solución-Petróleo (Rs)

Es la relación que existe entre el volumen de gas expresado en pies cúbicos normales (PCN) y el volumen de petróleo expresado en barriles normales (BN) en el que se puede disolver dicha cantidad de gas a condiciones de presión y temperatura del yacimiento.

Esta relación se mantiene constante antes de alcanzar la presión de burbujeo encontrándose en una región monofásica, luego comienza a decaer junto con la presión y temperatura encontrándose en una región bifásica.

Relación Gas-Petróleo en Producción (Rp)

Esta dada por el volumen de gas producido expresado en pies cúbicos normales (PCN) entre el volumen de petróleo producido expresado en barriles normales (BN).

El Rp se mantiene constante para presiones mayores que la presión de burbujeo, al alcanzar dicha presión existe una pequeña disminución ya que parte del gas se queda atrapado en las paredes de la roca que contiene al fluido, para después comenzar a crecer rápidamente por la liberación del gas, hasta cierto punto donde empieza a decaer levemente ya que el gas que se encontraba disuelto en el petróleo se a liberado.

Caracterización de Yacimientos

Clasificación de yacimientos en base a la mezcla de hidrocarburos

Yacimientos de Gas
Gas seco: Se encuentra a temperaturas mayores que la temperatura cricondentérmica, la mezcla se mantiene en gas tanto en el yacimiento como en la superficie. Generalmente es gas metano y solo puede extraerse por métodos criogénicos. En este tipo de yacimientos no se presenta la condensación retrógrada.
Gas Húmedo: Se presenta a temperaturas mayores a la temperatura cricondentérmica, el hidrocarburo que se encuentra en región monofásica (Gas) con características incoloras y gravedad API mayor a los 60° a condiciones de yacimiento, cambiando a región bifásica en la superficie.
Gas condensado: La temperatura de este tipo de yacimiento esta entre la temperatura crítica y la cricondentérmica. A medida que disminuye la presión isotérmicamente el gas (Gas con líquido disuelto) presenta una condensación retrógrada, pasando así a una región bifásica en la superficie con gravedad API oscilante entre los 40° y 60°, presentándose incoloro-amarillo.

Yacimientos de Petróleo
De alta volatilidad: Este tipo de yacimientos se encuentra con una temperatura poco menor que la temperatura cricondentérmica, cerca del punto crítico a condiciones de yacimiento el hidrocarburo se encuentra en fase líquida, después del punto de burbujeo el gas comienza a liberarse rápidamente del petróleo, y este comienza a disminuir su volumen, a condiciones de superficie se presenta con un color amarillo oscuro-negro con una gravedad mayor a 40° API y un Factor Volumétrico de Formación del Petróleo (Bo) mayor a 1.5 BY/BN.
De baja volatilidad: Se presenta una temperatura mucho menor que la temperatura crítica. Este tipo de hidrocarburo presenta un alto contenido de heptano plus. A condiciones fiscales el se encuentra a una gravedad menor a los 40° API con un color negro o verde oscuro y un Bo menor al 1.5 BY/BN.

Referencia: Clase N° 1, Prof. Ángel Da Silva.