Química

Yacimientos de petróleo subsaturado

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Yacimientos de petróleo Subsaturado:

Los fluidos encontrados en yacimientos petrolíferos son esencialmente mezclas complejas de compuestos de hidrocarburos, que contienen con frecuencia impurezas como nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno. La tabla 3.1 presenta la composición

Propiedades y composiciones de fluidos típicos de yacimientos

(Tomado de kennerly, cortesía de core Laboratorios, Inc.)

Porcentaje molar de varios líquidos típicos encontrados en yacimientos, junto con la gravedad del petróleo fiscal, la razón gas-petróleo de la mezcla del yacimiento y otras características de tales fluidos. La composición del petróleo fiscal es completamente diferente a su composición a condiciones del yacimiento, debido principalmente a la liberación de la mayor parte del metano y etano en solución y la vaporización de fracciones de propanos, butanos y pentanos a medida que la presión disminuye al pasar de condiciones del yacimiento a condiciones atmosféricas normales. La tabal indica buena correlación entre la razón gas-petróleo de los fluidos y los porcentajes de metano etano que contienen, para un intervalo de razón comprendido entre 22 PCS/BF y PCS/BF.

Existen dos métodos de obtener muestras de fluido del yacimiento: 1) con equipo especial de muestreo que se baja dentro del pozo, sujetado por un cable de acero, y 2) tomando muestras de gas y petróleo en la superficie y mezclándolas en la debidas proporciones de acuerdo con la razón gas-petróleo medida al tiempo del muestreo. Las muestras deben obtenerse al comienzo de las operaciones de producción del yacimiento, preferiblemente del primer pozo, para que en esta forma la muestra sea representativa del fluido original que se encuentra en el yacimiento. La composición del fluido obtenido en el saca muestras depende de la historia del pozo, anterior a la operación de muestreo. Si el pozo no ha sido acondicionado debidamente antes de obtener la muestra, será imposible obtener muestras representativas del fluido del yacimiento. Kennerly y Reudelhuber recomiendan un procedimiento para acondicionar debidamente el pozo. La información obtenida del análisis de una muestra del fluido incluye generalmente los siguientes datos:

Razones gas en solución-petróleo y gas liberado-petróleo y los volúmenes de las frases líquidas.

Factores volumétricos, gravedad del petróleo fiscal y razones gas-petróleo del separador a condiciones fiscales, para diferentes presiones del separador.

Presión del punto de burbujeo del fluido del yacimiento.

Compresibilidad del petróleo del fluido del yacimiento.

Viscosidad del petróleo saturado a condiciones del yacimiento como función de presión.

Análisis fraccional de una muestra de gas obtenida de la cabeza del pozo y del fluido saturado a condiciones del yacimiento.

Para un análisis preliminar de un yacimiento y si no se disponen de datos de laboratorios, generalmente pueden hacerse estimaciones razonables a partir de las correlaciones empíricas basadas en datos fáciles de obtener. Estos datos incluyen: gravedad del petróleo fiscal, gravedad específica del gas productivo, razón gas-petróleo al comienzo de la producción, viscosidad del petróleo fiscal, temperatura del yacimiento y presión inicial del mismo.

Las variaciones en las propiedades de un fluido de yacimiento, de varias muestras obtenidas en diferentes partes del yacimiento, son pequeñas y no exceden a las variaciones inherentes en las técnicas de muestreo y de análisis. Esto sucede en la mayoría de los yacimientos, particularmente aquellos son grandes volúmenes de arenas, las variaciones en las propiedades de fluidos son considerables. Por ejemplo, en la Elk Basin de Wyoming y Montana, EE. UU., a condiciones iniciales del yacimiento, la razón gas-petróleo cerca de la cresta de la estructura era de 490 PCS/bl de petróleo mientras que en los flancos, 1762 pies mas abajo, era de 134 PCS/bl de petróleo, lo que representa un gradiente de gas en solución de 20 PCS/bl por 100 pies de elevación.

La cantidad de gas disuelto afecta considerablemente muchas propiedades de los fluidos de yacimiento. Por ejemplo, ocurren grandes variaciones en la viscosidad del fluido, factor volumétrico del mismo, etcétera. Se han publicado variaciones similares del yacimiento de la arenisca Weber del campo Rangely, coronado, EE.UU., y del campo del arrecife Scurry en Texas, donde los gradientes de gas disuelto eran respectivamente, 25 y 46 PCS/bl por 100 pies de elevación. Estas variaciones en las propiedades de los fluidos pueden explicarse por una combinación de factores: a) gradientes de temperatura, b) segregación gravitacionaly c) falta de equilibrio ente el petróleo y el gas en solución. Cook, Spencer, bobrowsky y Chin y McCord han presentado métodos para resolver problemas de yacimientos donde existen considerables variaciones en las propiedades de los fluidos.

SOLUBILIDAD DEL GAS

La solubilidad de gas en petróleo crudo depende de: a) presión. b) temperatura, y c) composiciones del gas y del petróleo. Para un mismo gas y petróleo a una temperatura constante, la cantidad de gas en solución aumenta con presión; y a una presión constante, la cantidad de gas en solución disminuye a medida que la temperatura aumenta. Para determinadas presión y temperatura, la cantidad de gas en solución aumenta a medida que las composiciones del gas y de petróleo se asemejan, es decir, es mayor en gases de alta y en petróleos de baja gravedad especifica, o sea, en petróleos de alta gravedad API. De manara distinta a la solubilidad, por ejemplo de cloruro de sodio en agua, el gas es infinitamente soluble en petróleo, la cantidad de gas esta solo limitada por la presión o por la cantidad de gas disponible.

Se dice que un petróleo crudo esta saturado con gas a cualquier presión y temperatura si al reducir ligeramente la presión se libera gas de solución. Inversamente, si no se libera gas de la solución, se dice que el petróleo esta subsaturado (o no saturado) a esa presión.

El estado subsaturado implica que existe una deficiencia de gas y que si hubiera suficiente gas, el petróleo se encontraría en un estado saturado a esa presión. Mas aun, el estado subsaturado implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo, es decir, que no hay capa de gas.

La solubilidad de gas a condiciones isotérmicas generalmente se expresa en función del aumento en gas en solución por unidad de petróleo por aumento en la unidad de presión, es decir, PCS/bl/pc, o d/dp. Aunque en muchos yacimientos la solubilidad de presiones, en cálculos precisos de estudios de yacimientos de solubilidad se expresa en términos del gas total de solución a cualquier presión, o sea, PCS/bl o . En la siguiente sección se vera que el volumen de petróleo crudo aumenta considerablemente debido al gas en solución, y, por esta razón, la cantidad de gas en solución se refiere por lo general a una unidad de petróleo fiscal, y la razón gas disuelto petróleo, , se expresa PCS/BF. La figura 3.1 muestra la variación de gas en solución con la presión para el fluido del yacimiento Big Sandy, Ohio, a la temperatura del yacimiento, 160º F, A la presión inicial del yacimiento, 3500 Ipca, el gas en solución en 567 PCS/BF. El grafico ilustra que no se desprende gas de las solución al reducir la presión inicial hasta los 2500 Ipca. Por consiguiente, el petróleo está subsaturado en esta región y no existe fase de gas libre (capa de gas) en el yacimiento. La presión de 2500 ipca se denomina presión del punto de burbujeo, ya que a esta presión aparece la primera burbuja de gas. A 1200 Ipca, la solubilidad del gas en de 337 PCS/BF, y ka solubilidad del gas es de 337 PCS/BF, y la solubilidad prometida entre 2500 Ipca y 1200 Ipca es

Solubilidad prometida =

Los datos de la figura 3.1 se obtuvieron de un estudio de laboratorio de PVT realizado con una muestra de fluido obtenida del fondo de un pozo del yacimiento Big Sandy, usando el proceso de liberación instantánea. En el capitulo 4, SEC l, se mostrara que la razón gas disuelto - petróleo y otras propiedades del fluido del yacimiento depende de la forma en que se libera el gas del petróleo. La naturaleza del fenómeno se discutirá junto con las compilaciones que introduce en ciertos cálculos de estudios de yacimientos. Por el momento, para simplificar, este fenómeno se ignora y un barril de petróleo fiscal (o barril de petróleo a condiciones normales) se identificara con un barril de petróleo residual después del proceso de liberación instantánea, y se empleara las razones gas disuelto - petróleo obtenidas en pruebas de liberación instantánea.

Cuando no se dispone da análisis de laboratorio para los fluidos del yacimiento, a menudo puede estimarse con suficiente exactitud la razón gas disuelto - petróleo. Stanging ofrece un método de correlación donde la razón gas disuelto - petróleo puede obtenerse si se conoce la presión y la temperatura del yacimiento, la gravedad API del petróleo fiscal y la gravedad especifica del gas productivo. También en muchos casos, la razón inicial gas disuelto - petróleo se aproxima a la razón gas - petróleo al comienzo de las operaciones de producción.

FACTORES VOLUMÉTRICOS

En la sección anterior se observo el aumento considerable en volumen que la solubilidad del gas en el petróleo crudo. La figura 3.2 indica la variación volumétrica en el líquido del yacimiento Big Sandy como función de presión a la temperatura del yacimiento de 160ºF. Ya que no libera gas de solución cuando la presión disminuye desde su valor inicial de 3500 Ipca a la presión del punto de burbujeo, 2500 Ipca, el fluido del yacimiento permanece en estado monofásico (líquido); sin embargo, como los líquidos son ligeramente compresibles, el volumen aumenta de 1,310 bl/BF a 3500 Ipca, a 1,333 bl/BF a 2500 Ipca. Por debajo de 2500 Ipca, la expansión líquida continua, pero su

efecto sobre el aumento en volumen es insignificante comparado con un efecto mucho mayor: la reducción en el volumen líquido debido a la liberación del gas en la solución. A 1200 Ipca el volumen disminuye a 1,210 bl/BF. El coeficiente de dilatación térmica para el petróleo crudo (30º API a condiciones normales) del yacimiento Big Sandy es cerca de 0,00040 por ºF; por lo tanto, un barril fiscal, es decir a 60º F, se convertirá aproximadamente en 1,04 bl a 160 ºF, calculando con la siguiente ecuación:

donde es el coeficiente termino de dilatación del petróleo.

En el factor del petróleo o factor volumétrico del fluido de la formación, abreviado FVF y símbolo B, puede definirse, a cualquier presión, como el volumen en barriles que un barril en condiciones estándar ocupa en la formación (yacimiento), es decir, a la temperatura del yacimiento y con el gas disuelto que puede retener el petróleo a esa presión. Debido a que la temperatura y el gas disuelto aumentan el volumen del petróleo fiscal, este factor será siempre mayor que la unidad. Cuando todo el gas presente esta disuelto aumenta el volumen del petróleo fiscal, este factor será siempre mayor que la unidad. Cuando todo el gas presente está disuelto en el petróleo, es decir, a la presión del punto de burbujeo, un aumento adicional en la presión reduce el volumen en proporción a la comprensibilidad del líquido en el yacimiento discutido, Big Sandy, Por cada 1,310 barriles de líquido en el yacimiento se obtendrá 1,00 barril fiscal, o sea, sólo 76,3 por ciento. Este valor, 76,3 por ciento ó 0,763, es el reciproco del factor volumétrico del petróleo y se le denomina factor de contracción o de merma. En la misma forma que el factor volumétrico del petróleo se multiplica por el volumen a condiciones del yacimiento para obtener el volumen a condiciones normales. De los términos, el factor volumétrico del petróleo es el más empleado. Como menciono anteriormente, los factores volumétricos dependen de proceso de liberación de gas, fenómeno que ignoraremos hasta el capitulo 4, sec. 6.

Ciertas ecuaciones emplean un término denominado factor volumétrico total, de dos fases o bifásico, Bt, definido como el volumen en barriles que ocupa un barril fiscal junto con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier presión y temperatura. En otras palabras, la razón gas-petróleo inicial, Rsi, y la razón gas-petróleo a la presión especificada, R8. Si el factor volumétrico del gas es Bg en barriles por pie cúbico estándar de gas en solución, el factor volumétrico total será:

Por encima de la presión de punto de burbujeo Rsi = Rs, el factor volumétrico total o bifásico es igual al factor volumétrico monofásico del petróleo. Por debajo del punto de burbujeo, sin embargo, a medida que la presión disminuye y el factor volumétrico total aumenta debido a la liberación de gas de la solución y a la continua expansión del gas liberado por la misma.

Los factores volumétricos total y del petróleo para el fluido del yacimiento Big Sandy pueden visualizarse observando la figura 3.3, basada en datos de las figuras 3.1 y 3.2.

La figura 3.3 (A) muestra un cilindro con un pistón. El primer cilindro contiene 1,310 bl de fluido inicial del yacimiento (liquido) a la presión inicial de 3500 Ipca y temperatura de 160ºF. A medida que el pistón se levanta, el volumen aumenta y como consecuencia la presión disminuye. A 2500 Ipca, presión del punto de burbujeo, el volumen líquido se dilata a 1,333 bl. Por debajo de 2500 Ipca empieza a formarse una fase gaseosa que se dilata a medida que la presión disminuye, debido a la liberación de gas disuelto y a la expansión del gas ya liberado; inversamente, la fase liquida se contrae debido a la liberación de gas en solución y se convierte en 1,210 bl a 1200 Ipca. A esta presión y 160ºF el gas liberado tiene un factor de desviación de 0,890, y, por lo tanto, el factor volumétrico del gas respecto a las condiciones atmosféricas normales de 14,7 Ipca y 60 ºF es:

La figura 3.1 muestra una solubilidad de gas inicial de 567 PCS/BF y a 1200 Ipca una solubilidad de 3377 PCS/BF; la diferencia de 230 PCS corresponde al gas que se libera de 2500 a 1200 Ipca. El volumen de los 230 PCS es:

Este volumen de gas libre, 2,990 p3 ó bl, mas el volumen líquido, 1,210bl, es el volumen total, 1,743 bl/BF , o sea, el factor volumétrico total a 1200 Ipca. También puede calcularse de la Ec. (3.2) en la siguiente forma:

La figura 3.3 © presenta estos volúmenes separados y totales a 1200 Ipca. En el diagrama (D) de esta misma figura, a 14,7 Ipca y 160 ºF, el volumen del gas ha aumentado a 676 p3 y el volumen del petróleo ha disminuido a 1,040 bl. El volumen total gas liberado, 676 p3 a 160 ºF y 14,7 Ipca, convertido a pies cúbicos a condiciones estándar (6 ºF y 14,7 Ipca) por medio de la ley de los gases perfectos, tiene un valor de 567 PCS/BF, como se indica en el diagrama (E). En forma similar, 1,040 bl a 160 ºF se convierten a condiciones normales de 60 ºF por medio de l Ec. (3.1), obteniéndose 1,000 bl fiscal, como también se indica en el diagrama (E).

En el factor volumétrico monofásico del petróleo puede calcularse empleado la corrección preparada por Standing 7,, reproducida en la figura 3.4, si se conoce el gas en solución, la gravedad del mismo, la gravedad API del petróleo fiscal y la temperatura del yacimiento. El empleo de esta correlación gráfica se indica en el ejercicio 3.1, del punto de burbujeo, suponiendo que la razón inicial gas disuelto-petróleo. Si el fluido del yacimiento esta subsaturado volumétrico será un poco menor.

CALCULOS DEL PETROLEO INICIAL EN EL YACIMIENTO POR MEDIO DEL METODO VOLUMETRICO Y DETERMINACIÓN DE RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO

Una de las funciones importantes del ingeniero de yacimientos es el cálculo periódico del petróleo (y gas) del yacimiento y la recuperación anticipada bajo el mecanismo o mecanismos de recuperación existentes. En algunas compañías este trabajo se realiza la sección de las reservas, la cual, periódicamente, rinde un informe sobre las reservas de la compañía junto con las ratas de producción recomendables para el futuro. La situación financiera de la compañía depende primordialmente de sus reservas, la manera en que estas aumentan o disminuyen y de la rata de producción a que se pueden recuperar. Es importante conocer también las reservas y sus ratas de recuperación para los propósitos de negocio - venta o intercambio - de propiedades o concesiones de petróleo. El cálculo de reservas de los nuevos yacimientos es particularmente importante porque sirve como guía para los nuevos programas de desarrollo del campo. En forma similar, el conocimiento de la forma más exacta posible del contenido inicial de un yacimiento elimina una de las incógnitas que entran en las ecuaciones, y ayuda inmensamente al ingeniero de yacimientos que va estudiar el comportamiento del yacimiento con el propósito de calcular o mejorar las recuperaciones primarias.

Las reservas de petróleos se obtienen por lo general aplicando factores de recuperación al petróleo en el yacimiento. También se calculan por el método de las curvas de declinación, aplicando valores apropiados de recuperación en barriles/acre-pie obtenidos por experiencia o por los estudios estadísticos. El petróleo en el yacimiento se calcula bien sea por el método volumétrico o por estudios de balance de materiales. Ambos métodos se presentaron en el capitulo 1 para yacimientos de gas y se presentaran en este capitulo y los siguientes para yacimientos de petróleo. Los factores de recuperación se determinan a partir de: a) estudios de eficiencia de desplazamiento como los presentados en el capitulo 7 y b= correlaciones basadas en estudios estadísticos de tipos particulares de mecanismos que operan en los yacimientos.

El método volumétrico empleado para calcular el petróleo en el yacimiento se basa en: 1) información obtenida de registros y de análisis de núcleos de donde se determina el volumen total, porosidad y saturación de fluidos, y 2) del análisis de donde se determina el factor volumétrico del petróleo. A las condiciones iniciales, un acre-pie de roca productiva del yacimiento contiene:

Agua intersticial=

Petróleo a cond. Del yacimiento=

Petróleo fiscal=

Donde 7758 barriles equivalen a un acre-pie, es la porosidad expresada como fracción del volumen total; , la saturación de agua innata o interstial expresada como fracción del volumen poroso; y el factor volumétrico inicial del petróleo en el yacimiento. Usando valores promedios normales, = 0,20 y = 1,24, el petróleo fiscal en el yacimiento por acre-pie es

Petróleo fiscal=

=1000 BF/ac-p

En el yacimiento volumétrico de petróleo, ya no existe intrusión de agua que remplace el volumen de petróleo producido, éste debe ser reemplazado por gas cuya saturación aumenta a medida que la saturación de petróleo disminuye. Si es la saturación de gas y el factor volumentario del petróleo al tiempo de abandono, a estas condiciones un acre-pie neto de roca del yacimiento contiene:

Agua intersticial = 7758 x x

Gas a cond. Del yacimiento= 7758 x x

Petróleo a cond. Del yacimiento= 77758 x x (1 - - )

Petróleo fiscal=

Por lo tanto, la recuperación de petróleo fiscal por acre-pie en barriles es

Recuperación = 7759 x

Y la recuperación fraccional en términos de barriles fiscales en barriles es:

Recuperación =

La saturación total se gas libre esperada al tiempo de abandono puede obtenerse de las saturaciones de agua y de petróleo determinadas en el análisis de núcleos. Esto se basa en la suposición que mientras el núcleo se saca del pozo, petróleo es expulsado por la expansión del gas liberado del petróleo residual, y que este proceso es similar al de depleción en el yacimiento. En los estudios de espaciamientos de pozos, Craze Buckley adquirieron una recopilación muy extensa de datos estadísticos de 103 yacimientos variada entre 30 y 40 por ciento del espacio poroso, obteniendo una saturación prometida de 30,4 por ciento. Las recuperaciones también pueden calcularse para comportamientos por depleción si se conoce las propiedades de la roca yacimiento y de los fluidos.

En el caso de un yacimiento con empuje hidrostático donde no ocurre disminución considerable en la presión, la intrusión de agua hacia el yacimiento puede ser paralela a los planos de estratificación de las capas, como ocurre en capas delgadas, altamente inclinadas (empuje hidrostático marginal). O bien hacia arriba, donde la producción de petróleo esta situada sobre la zona acuífera (empuje hidrostático de fondo). El petróleo que queda en el yacimiento después del abandono en aquellas partes de la formación inválidas por agua puede calcularse en barriles por acre-pie por medio de:

Petróleo a cond. Del yacimiento=

Petróleo fiscal=

Donde es la saturación residual de petróleo en la formación después del desplazamiento hidrostático. Ya que presión del yacimiento se considera más o menos constante en su valor inicial debido a la instrucción de agua, que no se forma en su valor inicial debido a la instrucción de agua, no se forma saturación de gas libre en la zona de petróleo y el factor volumétrico del petróleo al tiempo de abandono sigue siendo . La recuperación por empuje hidrostático se calcula en la siguiente forma:

Recuperación =

y el factor de recuperación

Factor de recuperación =

Es común considerar que el contenido de petróleo obtenido por medio de núcleos, tomados con lodos de perforación a base de agua, es una estimación razonable del petróleo no recuperable, ya que el núcleo ha sido expuesto a un desplazamiento parcial de agua (por el filtrado del lodo) durante la operación de toma de medida que la presión del núcleo disminuye a presión atmosférica. Si se emplea este valor como saturación residual de petróleo en las ecuaciones (3.5) y (3.6), debe aumentarse por el factor volumétrico del petróleo; es decir, una saturación residual de 20 por ciento obtenida del análisis de núcleos indica una saturación residual a condiciones del yacimiento de 30 por ciento para el crudo con un factor volumétrico de 1,50 bl/BF. La saturación residual de petróleo también puede estimarse de la tabla 1.8. Esta tabal, como los autores a saturaciones de gas, o sea en el intervalo de 25 a 40 por ciento para las areniscas consolidadas estudiadas.

BALANCE DE MATERIALES DE YACIMIENTOS VOLUMETRICOS DE PETROLEO SUBSATURADO

Sin tomar en cuenta el cambio de porosidad de las rocas con el cambio de presión interna del fluido, los yacimientos con una instrucción de agua insignificante o no existente, se consideran de volumen constante y se denominan yacimientos volumétricos. Si el petróleo encontrado inicialmente en el yacimiento esta subsaturado, entonces el yacimiento inicialmente contiene sólo innata y petróleo, con sus respectivas cantidades gas disuelto. La solubilidad del gas encontrado en yacimientos es por lo general muy baja y se despreciara en la presente discusión. De la misma manera, como la producción de agua en yacimientos volumétricos es muy poca o insignificante, tampoco se tendrá en cuenta. En estas condiciones, de la presión inicial del yacimiento a la presión del punto de burbujeo, el volumen del yacimiento a la presión del punto de burbujeo, el volumen del yacimiento ocupado por el petróleo no cambia y se produce petróleo debido a la expansión líquida, como se ilustra en los diagramas de la figura 3.6. Si se iguala el volumen inicial al volumen fina, se tiene:

U la recuperación fraccional r, es

La recuperación fraccional se expresa generalmente como una fracción fiscal inicial en el yacimiento. Los datos de PVR para el yacimiento 3-A-2 Se presentan en la figura 3.7 El fluido del yacimiento tiene un factor volumétrico de 1,572 bl/BF a la presión inicial de 4400 Ipca y 1,600 bl/BF a la presión de punto de burbujeo de 3550 Ipca. Por agotamiento o depleción volumétrica, la recuperación fraccional del petróleo fiscal a una presión de 3550 Ipca, obtenida por medio de la Ec. (3.9), es igual a

Si el yacimiento produjo 680.000 BF cuando la presión disminuyó a 3550 Ipca, el petróleo inicialmente en el yacimiento de acuerdo con la Ec. (3.8) es

Los cálculos anteriores asumen una razón gas-petróleo de producción entre las presiones inicial y de punto de burbujeo igual a la razón inicial gas disuelto-petróleo, o sea 1100 PCS/BF.

Por debajo de 3550 Ipca se forma una fase de gas libre, y para un yacimiento volumétrico, subsaturado y sin producción de agua, el volumen poroso disponible para hidrocarburos permanece constante

La figura 3.8 presenta esquemáticamente los cambios que ocurren entre la presión inicial del yacimiento y una presión inferior a la del punto de burbujeo. La fase de gas libre no asciende en el yacimiento necesariamente para formar una capa de gas artificial y las ecuaciones permanecen iguales siempre y cuando el gas libre permanezca distribuido a través del yacimiento en forma de burbujas aisladas. Si al disminuir la presión del yacimiento a un valor por debajo de la presión de saturación se han producido BF de petróleo con una razón gas-petróleo neta cumulativa de PCS/BF, puede sustituirse en la Ec. (3.10) y obtener

Donde es el petróleo inicial en el yacimiento en barriles fiscales; y son los factores volumétricos del petróleo a las presiones inicial final, respectivamente; es el gas libre en PCS en el yacimiento a la presión; inferior. El gas libre , puede encontrase observando que a la presión inferior, el gas inicial, PCS, esta dividido en tres partes: a) el gas aun disuelto en el petróleo que permanece en el yacimiento, b) el gas producido , y c) el gas libre en el yacimiento, obtenido por diferencia en la siguiente forma:

Gas libre= gas inicial - gas en solución - el gas producido

Si se sustituye este valor en la Ec. (3.11) se obtiene

De esta ecuación puede obtenerse el petróleo fiscal inicialmente en el yacimiento,

Y en la recuperación fraccional,

La razón gas-petróleo neta cumulativa producida, es el resultado de dividir todo el gas producido del yacimiento `por el petróleo producido en . En cierto parte del gas producido es reinyectado en el mismo yacimiento, de manara que el gas neto producido es sólo el gas no reinyectado en el yacimiento. En caso que todo el gas producido se reinyecte en el yacimiento, es cero.

Todos los términos, excepto la razón gas-petróleo producida, son sólo función de presión, y son propiedades del fluido del yacimiento. Como la composición del fluido no varia, es lógica que la recuperación fraccional sea determinada por las propiedades PVT del fluido del yacimiento y la razón gas-petróleo producida. Siendo la razón gas-petróleo producida por un término del denominador de las altas razones gas-petróleo producen bajas recuperaciones, y viceversa.

CAMPO KELLY-SNYDER, YACIMIENTO CANYON REEF

El yacimiento Ref Canyon del campo Nelly-Snyder fue descubierto en Texas en 1948. En los primeros años de producción fue notoria la rápida disminución de la presión del yacimiento; sin embargo, los ingenieros demostraron que tal resultado era de esperarse de un yacimiento volumétrico subsaturado con una presión inicial de 3112 Ipcr y presión de punto de burbujeo de sólo 1725 Ipcr, ambas presiones con referencia a 4330 pies bajo el nivel del mar. Los cálculos también demostraron que al alcanzarse la presión del punto de burbujeo, la disminución de la presión sería más lenta, y el yacimiento podría producirse sin mantenimiento de presión por muchos años, sin afectar el programa de presión que eventualmente se adoptaría. Entre tanto, con datos adicionales sobre presión, se podrían hacer estudios mas avanzados del yacimiento que permitirán la evaluación del potencial de instrucción de agua, drenaje gravitacional y comunicación dentro del yacimiento. Todo esto, junto con las pruebas de laboratorio de los núcleos para determinar las eficiencias de recuperación de petróleo por agotamiento (depleción) y por desplazamiento por agua y gas, permitiría a los operadores del campo hacer una selección más prudente del programa de mantenimiento de presión que debería emplearse, o demostrar que un programa de esta clase no tendría éxito alguno.

Aunque nuevos datos y algunos revisados llegaron a estar disponibles en años posteriores, los nuevos cálculos hechos en 1950 por ingenieros de yacimientos se basaron en los datos que disponían en ese entonces en la tabla 3.3. Información geológica y otros datos indicaron que el yacimiento era volumétrico, es decir, que la intrusión de agua sería insignificantemente, de manera que los cálculos se basaron en un comportamiento volumétrico. En caso de ocurrir intrusión de agua, el resultado sería hacer los cálculos más optimistas, es decir, la recuperación a cualquier presión inicial hasta la presión del punto de burbujeo es por dilatación del liquido, y recuperación fraccional hasta el punto de burbujeo esta dada por

ó por ciento

Con un contenido inicial de 1,4325 barriles a condiciones del yacimiento o 1,000 BF, el resultado anterior significa una recuperación de 0,0189 BF. Debido a que la cantidad de gas disuelto en 885 PCS/BF hasta 1725 Ipcr, la razón gas-petróleo de producción (instantánea) y la razón gas-petróleo de producción producida cumulativa serian aproximadamente de 885 PCS/BF durante este intervalo.

Por debajo de 1725 Ipce se forma una fase de gas libre en el yacimiento. Mientras que esta fase gaseosa permanezca inmóvil no podrá fluir hacia los pozos ni tampoco hacia la parte superior de la estructura para formar una capa de gas, sino que permanecerá distribuida a través del yacimiento, dilatándose a medida que la presión disminuye. Como la presión cambia mas lentamente para el caso de vaciamiento del yacimiento cuando existe gas que cuando existe liquido, la rata de declinación de la presión será mucho menor por debajo del punto de burbujeo. Se considero que el gas en el yacimiento Canyon Ref. Permanecerá inmóvil hasta lograrse una saturación de gas alrededor del 10 por ciento de volumen de poros. Cunado el gas libre comienza a fluir, los cálculos se vuelven bastante complejos; pero mientras la fase de gas libre permanezca inmóvil, los cálculos pueden hacerse asumiendo que la razón gas-petróleo de producción (instantánea) R a cualquier presión será igual a la razón de gas disuelto-petróleoa está misma presión, pues el único gas que alcanza a llegar al pozo es el que esta disuelto, ya que el libre permanece inmóvil. Por tanto, la razón gas-petróleo promedia de producción (diaria) entre dos presiones cualesquiera es aproximadamente.

Y la razón gas-petróleo cumulativa a cualquier presión es

En base de 1,00 BF de petróleo inicial, la producción a la presión del punto de burbujeo ES 0,0189 bf. La razón gas-petróleo promedia entre 1725 y 1600 Ipcr será

La recuperación cumulativa a 1600Ipcr es desconocida, sin embargo, puede expresarse la razón gas-petróleo cumulativa por medio de Ec. (3.16) en la siguiente forma:

Reemplazando este valor de este valor en la Ec. (3.14) junto con los valores de PVT a 1600 Ipcr, se obtiene,

En forma similar puede calcularse la recuperación a 1400 Ipcr, y los resultados serán válidos, siempre y cuando la saturación de gas permanezca por debajo de la saturación critica del gas, considerada 10 por ciento para estos cálculos.

Cuando barriles fiscales de petróleo se hayan producido de un yacimiento volumétrico subsaturado, y la presión prometida del yacimiento se p, el volumen del petróleo restante es Ya que el volumen poros inicial del yacimiento es

Y la saturación de petróleo es el volumen de petróleo dividido por el volumen poroso, se tiene entonces

En la base de N = 1,00 BF inicialmente, es la relación fraccional r, o y la Ec. (3.18) puede expresarse como

Donde es la saturación de agua innata considerada invariable en yacimientos volumétricos. Luego, la saturación de petróleo a 600 Ipcr es

La saturación de gas es

La figura 3.9 presenta el comportamiento calculado del campo de Nelly Snyder desde la presión inicial hasta una presión de 1400 Ipcr cálculos no se continuaron por debajo de la presión por que la saturación de gas libre había alcanzado 10 por ciento aproximadamente, valor estimado para la saturación critica del gas de yacimiento

En el grafico puede apreciarse la rápida disminución de presión por encima del punto de burbujeo y la constancia por debajo el funcionamiento actual del yacimiento, calculando en la tabla 3.4 a partir de las presiones de datos de producción del campo, y utilizando 2,25 MMM BF como el valor del petróleo inicial en el yacimiento. La razón gas-petróleo de producción, col. (2), aumenta en vez de disminuir tal como el pronóstico en la teoría anterior. Esto se debe a la depleción más rápida por algunas partes del yacimiento, tales como las que se perforaron primero, aquellas con un espesor productor neto reducido y las adyacentes a los pozos.

La acumulación inicial en los 40 acres del yacimiento Canyon Ref. para un espesor neto de formación productiva de 200 pies es

=2,69 MM BF

Por lo tanto a una rata diaria de producción de petróleo de 92 barriles por pozo en 1950, el tiempo que tomaría en producir 11,35 por ciento del petróleo inicial, o sea, a 1440 Ipcr cuando la saturación de gas se calcula aproximadamente en 10 por ciento, es

Por medio de este cálculo los ingenieros pudieron demostrar que no era necesaria la restricción inmediata de la producción, y que había suficiente tiempo para hacer estudio del yacimiento más complejos y cuidadosamente seleccionar el programa óptimo de mantenimiento de la presión. Después de un estudio completo por los ingenieros, el campo. Dicho grupo procedió a poner en operación un programa de mantenimiento de presión que consistía en: a) inyectar agua pozos localizados a lo largo del eje longitudinal de campo y b) cerrar los pozos de alta razón gas-petróleo se cerraron tan pronto como el campo fue unificado y la inyección de agua comenzó en 1954. Actualmente, la operación va tal como se planeo y todo parece indicar que aproximadamente 50 por ciento del petróleo inicial en el yacimiento se recuperará, en comparación a un valor aproximado del 25 por ciento obtenido por depleción primaria, o sea, aproximadamente un aumento de 600 MM de petróleo recuperable.

LA ZONA GLOYD-MITCHELL DEL CAMPO RODESSA

Muchos de los yacimientos descubiertos son volumétricos y subsaturados, y por consiguiente sus productos están controladas por el mecanismos de empuje por gas en solución. En muchos casos los mecanismos es alterado en mayor o menor grado por segregación gravitacional de gas y petróleo, por empujes hidrostáticos de reducida magnitud y por programas de mantenimiento de presión, todos los cuales mejoran la recuperación.

Por encima del punto de burbujeo el yacimiento produce por dilatación de líquido y la presión disminuye rápidamente; la recuperación varía desde una fracción de 1 por ciento hasta pocas unidades del petróleo inicialmente en el yacimiento. Las razones gas-petróleo son bajas, y por lo general cerca del valor inicial de la razón gas disuelto-petróleo. Por debajo de los casos permanece inmóvil hasta alcanzar la saturación critica de gas, cuyo valor desde u porcentaje muy bajo hasta alrededor de 20 por ciento. Durante esta etapa, el yacimiento produce alrededor del 20 por ciento. Durante esta etapa, el yacimiento produce por expansión o dilatación del gas, caracterizada por una disminución en la presión mucho más lenta y razones gas-petróleo cerca en algunos casos inferior, de la razón inicial gas disuelto-petróleo. Después de alcanzarse la saturación crítica de gas, comienza a fluir gas libre, lo que se reduce la rata de flujo de petróleo y agota el yacimiento de su principal fuente de energía. Cuando la saturación del gas alcanza un valor en la próxima en la proximidad de 15 a 30 por ciento, el flujo de petróleo ya agota el yacimiento de su principal fuente de energía. Cuando la saturación de gas alcanza un valor de proximidad de 15 al 30 por ciento, el flujo del petróleo es pequeño en comparación con el del gas del yacimiento (alta razón gas-petróleo) y el gas del yacimiento se agota rápidamente. Las recuperaciones al tiempo del abandono varían entre 10 y 25 por ciento si el empuje es solo por gas en solución, pero puede aumentarse por medio de la segregación gravitacional y controlando los pozos se altas razones gas-petróleo.

La producción de la zona Gloyd-Michell del campo Rodessa en Luisiana es un ejemplo característico de un yacimiento que produjo la mayor parte de su vida por medio del mecanismo de empuje por gas en solución. Gracias a que se dispone de datos relativamente exactos con respecto a la producción de gas y petróleo, declinación de la presión del yacimiento, espesor de la zona productora y número de pozos productores, es un caso excelente para estudiar las características teóricas del mecanismo de empuje por gas en solución. La Zona Gloyd-Michell es relativamente horizontal y produce petróleo de una gravedad de 42,8 ºAPI, con una razón gas disuelto-petróleo de 627 PCS/BF a la presión inicial de fondo de 2700 Iper. Originalmente no había gas libre presente ni había indicios de un empuje hidrostático activo. Las ratas de producción de los pozos fueron altas y la disminución en producción también fue bastante rápida. El comportamiento de las razones gas-petróleo, presión del yacimiento y producción del petróleo tenían las características esperadas en un empuje por gas en solución, aunque evidencias posteriores indican que las ultimas etapas de depleción hubo modificación en el mecanismo de recuperación. La recuperación final se estimo en un valor alrededor del 20 por ciento del petróleo inicialmente en el yacimiento.

Sin resultado satisfactorio, varias veces se trató de reducir la razón gas-petróleo cerrando pozos, taponando las perforaciones superiores de los pozos de producción y perforando solo las partes inferiores de la arena productora. El no poder reducir las razones gas-petróleo es típico del mecanismo de empuje por gas en solución, ya que cuando se alcanza la saturación crítica d Egas, la razón gas-petróleo es función de la disminución de presión del yacimiento o depleción, y puede considerarse que no es alterada por la rata de producción o los métodos de terminación. Evidentemente, existió una pequeña segregación gravitacional por medio de la cual se formo una capa de gas artificial que origino razones gas-petróleo anormalmente altas en pozos terminados en la parte superior de la estructura o en la parte superior de la formación.

La tabla 3.5, presenta el número de pozos productores, la producción prometida diaria, la razón gas-petróleo prometida y la presión prometida para la zona Gloyd Mitchell. La producción diaria de petróleo por pozo, la producción mensual de petróleo, la producción cumulativa de gas y las razones gas-petróleo comulativas se calcularon de estos valores. Es el interés la fuente de datos. El numero de pozos productores al cabo de determinado período se obtiene ya sea de los operadores en el campo, de los archivos, de terminación de pozos guardados en la oficina reguladora oficial del estado o de media diaria de petróleo se obtiene de los registros de producción mensual de la oficina reguladora del oficial del estado. Los valores exactos de las razones gas-petróleo diarias prometidas pueden obtenerse solo si se mide todo el gas producido. De otra forma, esta información se logra con las pruebas del potencial del pozo. Para obtenerse la razón gas-petróleo diaria prometida de las pruebas del potencial durante cualquier mes, se multiplica la razón gas-petróleo de cada pozo por su producción permisible diaria de petróleo o rata diaria de producción, consiguiendo en esta forma la producción total diaria de producción de gas. La razón gas-petróleo prometida diaria para cualquier mes se obtiene dividiendo la producción total diaria para cualquier mes se obtiene dividiendo la producción total diaria de gas de los pozos productores por la producción total diaria de petróleo de los pozos considerados. Por ejemplo, si la razón gas-petróleo del pozo A es 1000 PCS/BF y la rata diaria de producción de petróleo es 100 BPD, y si la razón gas-petróleo del pozo B es 4000 PCS/BF y la rata diaria de 50 BPD, entonces la razón la razón gas-petróleo prometida R de los dos pozos es

Este valor es menor que la razón prometida aritmética de 2500 PCS/

Generalizando, la razón gas-petróleo prometida de varios pozos se expresa por medio de la siguiente ecuación:

Donde R y son respectivamente, las razones gas-petróleo y las ratas de producción de petróleo fiscal de cada pozo.

La figura 3.10 presenta un diagrama escalonado de pozos productores, la razón gas-petróleo diario y la producción diaria de petróleo por pozo. También se incluye una curva continua de presión en función del tiempo. El aumento inicial en la producción diaria de petróleo se debe al aumento en el número de pozos de producción, no al aumento en las ratas individuales de producción de los mismos. Si todos los pozos se hubiese terminado y empezado a producir al mismo tiempo, la curva de la rata diaria de producción hubiese consistido en una línea horizontal durante el tiempo que los pozos rendían su producción permisible, seguido de una disminución exponencial, como puede observarse después de 16 meses de iniciada la producción. Ya que la producción diaria de un pozo depende de la presión de fondo del mismo y de la razón gas-petróleo y la producción diaria del pozo depende de la presión de fondo del mismo y de la razón gas-petróleo, la recuperación de petróleo es mayor para los pozos terminados al comienzo de la vida del campo. Como el factor decisivo en este mecanismo es el flujo de gas en el yacimiento, la rata de producción no tiene efecto preponderante sobre la recuperación final, a menos que ocurra drenaje gravitacional. En forma similar, no se ha comprobado aún que el espaciamiento de los pozos tenga efecto alguno sobre la recuperación; sin embargo, el espaciamiento de los pozos y la velocidad de la producción afectan directamente en reembolso económico.

El rápido aumento en las razones gas-petróleo del campo Rodessa hizo necesario la aplicación de medidas de conservación de gas. Con este fin, la producción de gas y petróleo e distribuyo parcialmente en base volumétrica, para restringir la producción de pozos con altas razones gas-petróleo se distribuyo parcialmente en base volumétrica, para restringir la producción de pozos con altas razones gas-petróleo se fijó en 200 PCS/BF. Para la secciones del yacimiento donde los pozos producían 2000 PCS/BF, la producción permisible en barriles por pozo por día, de acuerdo con el numero de acres y presión, se multiplico por 2000 y se dividió por la razón gas-petróleo del pozo. Esta reducción causo una saliente doble en la curva de producción diaria.

Además de la curva que india la historia de la curva que indica la historia de producción en función del tiempo, es conveniente tener un grafico que indique la historia de producción en función de la producción cumulativa de la historia de producción en función de la producción cumulativa de petróleo. La fig. 3.11 presenta tal grafico para la zona Gloyd-mitchell.

Este grafico presenta características que no parecen en el grafico de tiempo de la figura anterior. Por ejemplo, analizando la curva de presión del yacimiento se observa que la zona Gloyd-mitchell produjo por dilatación de líquido aproximadamente los primeros 200.000 barriles. Luego siguió un periodo de producción por expansión del gas con una cantidad limitada de flujo por gas libre. Cuando la producción cumulativa alcanzó cerca de 3 millones de barriles, el gas comenzó a fluir más rápido que el petróleo, resultando un aumento en la razón gas-petróleo alcanzó un máximo, y luego disminuyo a medida que el gas se agotaba y la presión del yacimiento se acercaba a cero. La disminución en la razón gas-petróleo, después de producir aproximadamente 4 millones y medio de barriles se debe principalmente a la expansión del gas fluyente en el yacimiento a medida que la presión disminuye. En esta forma, a la misma razón gas-petróleo en pies cúbicos normales por día, corresponde por ejemplo, a 400 Ipcr, pies cúbicos normales por día, corresponde, por ejemplo, a 400 Ipcr, una rata de flujo en el yacimiento aproximadamente dos veces mayor que a 800 Ipcr; por tanto, la razón gas-petróleo en la superficie puede disminuir y aun la razón de la rata del flujo de gas a la rata de flujo de petróleo a condiciones del yacimiento continua aumentando. También puede reducirse la razón gas-petróleo por el efecto de segregación gravitacional, y también, desde un punto de vista practico, por los operadores si no cumplen con su deber de medir y suministrar la producción de gas de pozos que producen volúmenes pequeños de gas a bajas presiones.

Los resultados de las pruebas de liberación diferencial del gas en una muestra de fluido tomada de un pozo de la zona Gloyd-mitchell indica una razón gas disuelto-petróleo de 624 PCS/BF, valor que se concuerda muy bien con la razón inicial gas-petróleo de producción 625 PCS/BF. Cuando no se dispone de pruebas de liberación de gas hechas con muestras de fluido del fondo del pozo debidamente, ya sea en un yacimiento de empuje por gas disuelto, empuje por capa de gas disuelto-petróleo del yacimiento. Extrapolaciones de las curvas de presión de la rata de producción del petróleo y de la razón gas-petróleo de producción como función de la producción copulativa de petróleo indican una recuperación final aproximada de 7 millones de barriles; sin embargo, esta clase de extrapolaciones no pueden hacerse en el grafico de tiempo la rata diaria de la producción varia exponencialmente, en el grafico de producción cumulativa de petróleo una línea recta.

La razón gas-petróleo cumulativa pueden calcularse por medio de integrales e indicarse por áreas sombreadas en un grafico típico como el de la figura 3.12, donde se grafica la razón gas-petróleo instantánea como función de la producción cumulativa de petróleo fiscal. Si R representa la razón gas-petróleo instantánea a cualquier tiempo y la producción de petróleo durante un intervalo corto de tiempo será y el volumen total de gas producido en ese mismo intervalo de producción será El gas producido en un periodo más largo, donde la razón gas-petróleo varía, se obtiene por

El área sombreada entre y es un proporcional al gas producido durante dicho intervalo. La razón gas-petróleo promedia instantánea durante el intervalo de producción es igual al área debajo de la curva de tazón gas-petróleo de este intervalo - en las unidades de las escalas de las coordenadas - dividida por el petróleo producido durante el intervalo es decir,

La razón gas-petróleo cumulativa, es el gas total neto producido e cualquier intervalo de tiempo dividido por el petróleo total producido a ese mismo intervalo, o sea

La razón gas-petróleo cumulativo producido se calculo en esta forma en la col. (11) de la tabla 3.5 Como ejemplo, al final del tercer período,

COMPRENSIBILIDAD DE FLUIDOS DEL YACIMIENTO POR ENCIMA DEL PUNTO DE BURBUJEO

Los fluidos del yacimiento por encima del punto de burbujeo tienen todo el gas existente en solución. Cuando se aplica presión a tal sistema (líquido) en exceso de la presión del punto de burbujeo, ocurre una disminución no línea la en el volumen, que depende de la temperatura y composición del fluido.

En la fig. 3.13 y col. (2) de la tabla 3.6 puede observarse, según medidas de laboratorio, la variación en el volumen de un fluido de yacimiento relativo al volumen a la presión del punto de burbujeo de 2695 Ipcr. Estos factores volumétricos relativos (FVR; inglés RVF) pueden convertirse a factores volumétricos a la presión del punto de burbujeo, Si entonces el factor volumétrico, por ejemplo a 4100 Ipcr es

Debido a las limitaciones de las medidas hechas en el laboratorio, el cuarto decimal de las cifras de la col. (2) es incierto. Por razones de orden práctico es conveniente uniformar los datos entre 2695 Ipcr y la presión inicial del yacimiento, 500 Ipcr, con el fin de obtener resultados más consistentes en los cálculos del balance de materiales por encima del punto de burbujeo, tal como emplear la Ec. (3.8). Un método para uniformar los datos se presenta en la tabal 3.6 y se ilustra en la fig. 3.13. En este método se traza una línea entre los valores a la presión inicial del yacimiento y a la presión a partir de burbujeo. La ecuación de esta línea recta se calcula a partir de su pendiente, en la siguiente forma;

Empleando esta ecuación, se calculan los valores de y se entran en la col. (3). La diferencia entre estos valores de línea recta. y los valores de línea y los valores medidos se entran en la col. (4) y se dibujan como lo indica la curva inferior de la fig. 3.13. A través de estos puntos se traza una curva parabólica uniforme y los nuevos valores uniformes de la diferencia entre y se leen de esta curva y se entran en la col. (5) A partir de esta nuevas diferencias uniformes se puede calcular valores uniformes volumétricos relativos a cualquier presión. Por ejemplo, el nuevo valor uniforme del factor volumétrico relativo a 4100 Ipcr se determina del valor de línea recta y de un valor de una nueva diferencia uniforme de 0,00115 obtenido de la fig. 3.13

(Contra el valor medido, 0,9829)

A veces es más práctico trabajar con valores de compresibilidad del líquido que con los factores volumétricos relativos o los factores volumétricos. La comprensibilidad o modulo volumétrico de elasticidad se define como el cambio en volumen por unidad volumétrica por cambio unitario en presión, o

Como /dp es una dependiente negativa (ver figura 3.13), el signo negativo convierte la compresibilidad, en numero positivo. Debido a que son los valores del volumen V y de la pendiente dV/dp son distintos para cada nueva presión, la comprensibilidad varía según la presión, aumentando a medida que la presión disminuye. Comprensibilidades promedias pueden expresarse escribiendo la Ec. (3.24) en forma de diferencias finita,

El volumen de referencia V, en la Ec. (3.25) puede ser o un promedio de y . Por lo general, se expresa con la referencia al volumen menor, o sea al volumen a la presión mayor. Por lo tanto, la comprensibilidad prometida del fluido de la tabal 3.6 entre 5000 Ipcr y 4100 Iprc es

Entre 4100 Ipcr y 3400Ipcr,

Y entre 3400 Ipcr y 2695 Ipcr,

Una comprensibilidad de 13,03 x 10 quiere decir volumen de un millón de barriles de fluido del yacimiento aumentara 13,03 bls para una reducción en presión de una libra por pulgada cuadrada. También puede expresarse en la forma 13,03 bl/MM bl/Ipc. La comprensibilidad de petróleos subsaturados varía de 5 los valores mayores corresponden a altas gravedades API, mayores cantidades de gas disuelto y a mayores temperaturas. Trube propuso un método para estimar la compresibilidad de fluidos subsaturados de yacimiento a partir de datos del campo y de datos obtenidos con instrumentos para medir la presión de fondo.

GAS EN SOLUCIÓN, FACTORES VOLUMETRICOS Y COMPRENSIBILIDADES DE AGUAS DE FORMACIÓN

El volumen de las aguas de formación - lo mismo que los petróleos crudos pero en menor grado - es afectado por la temperatura, la presión de la cantidad de gas en solución. La comprensibilidad del agua de formación o agua innata también contribuye en un alto porcentaje en algunos casos a la producción de yacimientos volumétricos por encima del punto de burbujeo; además, contribuye en gran parte a la instrucción de agua en yacimientos de empuje hidrostático. Cuando la precisión de otros datos lo justifica, los factores volumétricos, comprensibilidades y gas en solución deben entrar en los cálculos de balance de materiales de los yacimientos.

Dodson y Standin estudiaron las propiedades de PVT de aguas de formación. La figura 3.14 presenta la solubilidad del gas natural en agua limpia y las correcciones debido a la salinidad del agua. Es interesante observar que la solubilidad del gas natural en aguas de formación bajas comparada con la solubilidad en petróleos crudos a las mismas condiciones del yacimiento. Por ejemplo, a una presión de 4500 Ipcr y temperatura de 160ºF, la solubilidad en agua es 18 PCS/bl, mientras que en un crudo de gravedad se 40ºAPI es de 18 PCS/BF. De la figura 3.15 puede obtenerce la compresibilidad debido al gas como función de temperatura y presión, y el factor de corrección por el que aumenta la compresibilidad debido al gas en solución. Los factores volumétricos empleados para convertir barriles de agua producida a barriles de agua a condiciones del yacimiento se incluyen en la tabla 3.7 para determinar las propiedades de PVT de agua de formación.

COMPRENSIBILIDAD DE LAS FORMACIONES

Cuando la presión interna del fluido en los poros de una de una roca de yacimiento, sometida a una presión externa constante (sobrecarga de los sedimentos) se reduce, el volumen total de la roca disminuye mientras que el volumen del material sólido de la roca, por ejemplo, por ejemplo los granos de arena en una arenisca, aumenta. Estos dos cambios volumétricos tienden a reducir ligeramente la porosidad de la roca, en el orden de medio por ciento por un cambio de presión interna del fluido de 100 Ipc; por ejemplo, para una roca cuya porosidad sea del 20 por 100 Ipc; un cambio de presión interna de 1000 Ipc reducirá su porosidad a 19,9 por ciento. Investigaciones realizadas por Van Der Knaap indican que para una formación determinada, el cambio de porosidad depende sólo de la diferencia entre las presiones externas y interna y como en el caso del volumen de petróleo crudos en el yacimiento por encima del punto de burbujeo, el cambio de volumen poroso, para cualquier diferencia entre las presiones externa y interna se define como el cambio de volumen poroso por unidad de volumen poroso por cambio unitario en presión. Para rocas de yacimientos de caliza y arenisca, los valores de varían entre . Si la comprensibilidad se expresa en términos del cambio en volumen poros por unidad de volumen total de roca por cambio unitario de dividirlo por la porosidad fraccional. Por ejemplo, una comprensibilidad de del volumen poroso por volumen total de roca por Ipc para una roca de 20 por ciento de porosidad es equivalente a de volumen poroso por volumen poros por Ipc.

La figura 3.16 muestra las compresibilidades efectivas de un núcleo numero de areniscas y calizas medidas por Hall, empleando una presión externa constante de 300 Ipcr y presiones internas de 0 1500 Ipcr. De estos estudios se observo la corrección que existía entre la compresibilidad prometida y la porosidad, y con los datos de areniscas y de las calizas se construyó el grafico de la figura 3.16.

La figura 3.17 presenta algunas de las medidas de comprensibilidad del volumen poroso hachas por Fatt con ocho areniscas. La comprensibilidad del volumen poroso se dibuja como función de la diferencia entre la presión externa y el 85 por ciento de la presión interna. Las muestras E hasta H son de rocas con buena distribución de sus granos y 10 a 30 por ciento de cemento y material detrítico ínter granular. Fatt no encontró correlación entre la compresibilidad y la porosidad, debido posiblemente a la pequeña variación de las porosidades estudiadas, 10 a 15 por ciento; sin embargo, las comprensibidades de las E-H aumentan con la disminución en porosidad. Van der Knaap encontró que la comprensibilidad del volumen poroso aumentaba a medida que la porosidad disminuía, y para un yacimiento particular de caliza se observo una buena correlación entre compresibilidad y porosidad.

Aunque los valores de comprensibilidades de las rocas son pequeños, alcanzan a tener efectos importantes en algunos cálculos de yacimientos, o acuíferos que contienen fluidos cuyas comprensibilidades varían a 3 a En la sección siguiente se presenta un ejemplo con los cálculos del yacimiento de arenisca Weber del campo, la compresibilidad de la roca según la figura 3.16 es 4,5 . El yacimiento de la arenisca Weber se encuentra a una profundidad de 500 pies. Suponiendo un gradiente de presión de los sedimentos superpuestos igual a 1,00 Ipc/pie, para una presión inicial aproximada del yacimiento de 2560 Ipcr, la presión neta debido a los sedimentos superpuestos es

Por lo tanto, de la figura 3.17, curva E, la comprensibilidad de la roca a 2800Ipc es aproximadamente Geertsma observa que cuando el yacimiento no esta sometido a una presión externa uniforme, como ocurre en las muestras durante las pruebas de laboratorio, el valor efectivo en l yacimiento será inferior al valor medido.

CALCULOS POR ENCIMA DEL PUNTO DE BURBUJEO INCLUYENDO LAS COMPRENSIBILIDADES DE LA FORMACIÓN DEL AGUA

Los estudios de las secciones anteriores indican que debido a las comprensibilidades de la formación y del agua intersticial, no existen en realidad yacimientos volumétricos, o sea, yacimientos donde el volumen es poros disponible para los hidrocarburos permanece constante. Hall demostró la magnitud del efecto de la comprensibilidad de la formación en los cálculos de los yacimientos volumétricos y Hawkins dedujo una ecuación que incluye el efecto de la comprensibilidad del agua innata. El término volumétrico, sin embargo se conservara para distinguir aquellos yacimientos donde no ocurre intrusión de agua, pero cuyos volúmenes varían ligeramente con la presión debido a los efectos mencionados anteriormente.

Cuando la presión prometida del yacimiento disminuye de un valor inicial a una presión menor p en un yacimiento petrolífero que produce por encima de la presión del punto de burbujeo, el volumen poroso inicial del yacimiento disminuye a un valor debido a la comprensibilidad prometida de la formación expresada en unidades de volumen poroso por volumen poroso a la presión menor puede expresarse aproximadamente por,

A medida que la presión prometida disminuye, el volumen inicial de agua innata, aumenta a un valor donde es la comprensibilidad prometida del agua en el yacimiento en el intervalo de la presión . Si durante el intervalo entran al yacimiento barriales de agua a condiciones del yacimiento con un factor volumétrico de bl/BF, el volumen del agua en el yacimiento a la presión menor es

La diferencia entre dos volúmenes es el volumen del petróleo subsaturado que permanece en el yacimiento a la presión inferior, o y por tanto,

Pero el volumen poroso inicial es Sustituyendo este valor en la ecuación (3.28) y dividiendo ambos lados de la ecuación por

Los términos de la Ec. (3.29) pueden reagruparse y escribirse

Aunque la ec. (3.30) sea correcta, algunos ingenieros a veces introducen la compresibilidad del petróleo, en la Ec. (3.29), definiendo la comprensibilidad del petróleo, Ec. (3.25), con referencia al volumen a la presión inicial, es decir,

Sustituyendo este valor de solo en el primer término de la ec. (3.29), y reagrupando los términos de N al lado izquierdo de la ecuación,

El coeficiente de N en el corchete cuadrado puede reducirse a

El coeficiente en la Ec. (3.33) se denomina comprensibilidad efectiva de fluido, , e incluye las compresibilidades del petróleo, del agua innata y de la información, o

Por ultimo, la Ec. (3,32) puede escribirse

En el yacimiento volumétricos y por lo general es insignificante; por consiguiente, la Ec. (3.35) se reduce a

Luego no se consideran las comprensibilidades de la formación y del agua, es decir, entonces es y la Ec. (3.36) se reduce a la Ec. Deducida en la sec. 5, para producción por encima del punto de burbujeo,

- Calcular el petróleo inicial en u yacimiento volumétrico subsaturado

Datos:

Datos de los factores volumétricos relativos de la tabla 3.6. =1,391 bl/BF a la presión del punto de burbujeo

Saturación del agua connota=20.00 ppm

Porosidad promedia= 9,0 por ciento

Presión inicial del yacimiento= 5000 Ipcr

Producción cumulativa de petróleo= 1,25 MM BF

Producción cumulativa de agua=32.000 BF

Instrucción de agua=0

Temperatura del yacimiento= 220ºF

Solución: De las fig. 3,14 y 3.15, , promedio entre 500 Ipcr y 3600 Ipcr

De la tabla 3.7, =1,04 a 3600 Ipcr.