viernes, 30 de octubre de 2009

4ra clase de Ingeniería de Yacimientos II

En esta ocasión hablaremos sobre los análisis de balance de materiales, la relación gas - petróleo instantánea, ecuación de saturación de petróleo y los métodos de predicción.


Cuando se va a realizar un Análisis de Balance de Materiales se necesitan ciertos datos fundamentales como la historia de producción/inyección (Np, Gp, Wp, Wi vs t), comportamiento de presión versus tiempo, datos PVT (Bo, Bg, Bw, Rs vs t); de tal forma que con esa data y sabiendo la ecuación de balance de materiales podemos hacer un análisis de los resultados, entre estos tenemos: el POES, GOES (N, m), mecanismos de recobro (Io, Ig, Iw) y análisis de incertidumbres (prob{N ≤ N*}).



Así mismo, cabe destacar que con un simulador podemos ver el comportamiento de cualquier yacimiento que se desee analizar ya que las propiedades se convierten en valores promedios; mientras que al aplicar ecuaciones diferenciales de 2do grado no se obtiene un valor real de sus propiedades porque produce errores en los resultados. Es por esto que se usa el simulador para obtener un aproximado del comportamiento del yacimiento obteniendo resultados muy exactos. Por lo tanto, utilizando la ecuación de balance de materiales F= NEt+We y los datos PVT (Bo, Bg, Rs)= f(p) hallamos N, m, I.





Del mismo modo, para la realización de balance de materiales es necesario un procedimiento matemático que permita determinar la curva que mejor ajusta un conjunto de puntos y esto se logra con el uso de Mínimos Cuadrados mediante la minimización de la suma de los cuadrados de las diferencias entre los puntos y la curva (función residual).

Para un ajuste lineal, este procedimiento permite obtener los coeficientes de la ecuación de una línea recta
Yi = a + bXi

Desde el punto de vista matemático se obtienen las siguientes ecuaciones:

R = Σ(Yi – a bXi)2

donde b = (nΣYiXi - ΣYi ΣXi)/(nΣ(Xi)2 - ΣXi ΣXi) ; a = (ΣYi - bΣXi)/n
y para el caso de Yi = bXi el valor de b se obtiene de: b =Σ Yi/ΣXi



Por otra parte, el Coeficiente de correlación (ρ) es un indicativo de la calidad del ajuste de mínimos cuadrados de los datos.
ρ = (n ΣYiXi - ΣYi ΣXi) /√[nΣ(Xi)2 - ΣXi ΣXi] [nΣ(Yi)2 - ΣYi ΣYi]

NOTA: la desviación estándar debe ser (R)2 ≥ 0,98 de esa manera nos certificará la calidad de una buena correlación.


Dentro de los análisis de balance de materiales se tienen ciertos Factores de incertidumbre:

  • Datos PVT: son datos que está asociados a una incertidumbre debido a que se realizan mediciones de temperatura, gravedad del gas y petróleo, donde algunos de estas mediciones se realizan en el laboratorio y no a condiciones de yacimiento.
  • Datos de presión: son datos que también proporcionan una incertidumbre ya que los errores de medición de presiones dependen de los instrumentos y mecanismos que se usen y aunque lo errores sean pequeños pueden generar un grave problema.
  • Historia de producción: existen registros como el Np, Gp, Wp donde unos poseen más importancia que otros, lo cual hacen que no sean contabilizados ocasionando errores al momento de realizarse el balance de materiales. En el caso de Venezuela ocurre que en un pozo de petróleo muchas veces no se reportan las tasas del agua o del gas por falta de un control de producción en el yacimiento observandose que en los reportes no cuadran los cálculos debido a la falta de datos aunque para el caso de las tasas de petróleo no ocurre esto porque todo lo que se produce se vende.
  • Mecanismos de empuje: proporciona incertidumbres ya que al 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 ecuación de balance de materiales.

Relación gas - petróleo instantáneo (Ri)


Es la relación entre el gas producido y el petróleo producido en un determinado momento durante la producción de un yacimiento. Su ecuación está basada en la ley de Darcy.

Ri = Tasa de producción de gas/Tasa de producción de petróleo

Ri = [(qg/Bg)/(qo/Bo)] + Rs


donde qg y qo pueden ser determinados mediante la ecuación de Darcy para un sistema radial de la siguiente forma:

qg = (2ΠKghΔP)/(µgLn(re/rw)) , qo = (2ΠKohΔP)/(µoLn(re/rw))

Ri = (BoKgµo)/(BgKoµg) + Rs




Ecuación de saturación de petróleo

La saturación de petróleo promedio en un determinado momento viene definida como la relación del volumen de petróleo remanente y el volumen poroso total del yacimiento en estudio.

So = volumen de petróleo remanente/volumen poroso total

So = (1-Np/N) Bo/Bob (1-Swi)

Método de Schilthuis

Es un método que se utiliza para predecir el comportamiento y recobro final (recuperación final) de un yacimiento de petróleo.
Considerando un yacimiento de petróleo en el cual participan simultáneamente el empuje hidráulico, el empuje por gas disuelto y el empuje por capa de gas se obtiene la ecuación general de balance de materiales:


Las consideraciones del Método de Schilthuis son:

  • El yacimiento es volumétrico, lo que significa que su volumen es constante, que en otras palabras expresa que no existe entrada de agua al yacimiento.

  • El yacimiento está saturado, además su presión inicial es muy próxima a la presión del punto de burbuja, hasta tal punto, que la presión inicial puede considerarse como la presión en el punto de burbuja.

Debido a las consideraciones anteriores la ecuación de balance de materiales queda de la siguiente forma:



pasando N al otro lado de la igualdad:



En ésta ecuación las variables Np/N y Rp son desconocidas y se determinan mediante ensayo y error.


Procedimiento de solución al método de Schilthuis

1. Determinar el número de intervalos de presión y las presiones a las cuales se va a trabajar

2. Asumir un valor de ∆Np/N

3. calcular la producción acumulada de petróleo Np/N sumando todos los incrementos de producción4. Determinar la saturación de líquido para la presión de interés.





So = Sl - Sw

5. Determinar el valor de la relación de permeabilidades Kg/ko

6. Calcular la relación gas - petróleo instantánea

7. Calcular el incremento de la producción de gas



8. Calcular la producción de gas acumulada para la presión de interés


9. Calcular la relación gas - petróleo de producción Rp


10. Con los valores de Rp y Np/N calcule la siguiente ecuación:Si el resultado es aproximadamente 1 (puede estar comprendido entre 0,99 y 1,01) el procedimiento es correcto y puede continuar, de lo contrario debe volver al paso 2

11. Determine el valor de Np a partir del Np/N asumido

12. Pase al siguiete valor de presión e inicie en el paso 1.


Otros métodos de predicción

  • Tarner

  • Pirson

  • Muskat
  • Tracy
































































sábado, 24 de octubre de 2009

3era clase de Ingeniería de Yacimientos II

En está tercera clase dictada el día 8-10-09 se inició recordando los mecanismos de producción (naturales o inducidos) los cuales contribuyen a la motivación o estimulación de la salida del hidrocarburo ya sea petróleo o gas del yacimiento hacia la superficie. También se comentó sobre la deducción de la ecuación matemática que vamos a utilizar para representar todos los mecanismos de producción con el objetivo de llegar a lo que sería la ecuación de Balance de Materiales.

La ecuación de Balance de Materiales ha sido reconocida como una de las herramientas básicas de la ingeniería de yacimientos para interpretar y predecir el desempeño de los reservorios. La ecuación de Balance de Materiales se basa en el balance de masas o la ley de conservación de la materia presentado por Schilthuis. Por lo tanto, es necesario tomar en cuenta que la presión sea uniforme en todo el yacimiento y que los fluidos estén en equilibrio termodinámico.

A continuación se mostrarán las ecuaciones que nos ayudarán a deducir o llegar a la ecuación de Balance de Materiales:

Expansión del petróleo + gas en solución




Expansión del gas de la capa de gas


Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso




Influjo de agua del acuífero We


Vaciamiento: representa todo lo que se ha sacado en energía del yacimiento; es decir, todos sus mecanismos de producción. (A condiciones de yacimiento).




donde Vacimiento= + {expansión del petróleo + gas en solución}
+ {expansión del gas de la capa de gas}

+{expansión del agua connata}

+{reducción del volumen poroso}

+{influjo de agua del acuífero}


Finalmente, ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES


Sabiendo que:

Np= petróleo producido acumulado (BN)

N= POES (BN)

Bo = factor volumétrico de formación del petróleo (BY/BN)

Boi= factor volumétrico de formación del petróleo a la presión inicial del yacimiento (BY/BN)

Bg= factor volumétrico de formación del gas (BY/PCN)

Bgi= factor volumétrico de formación del gas a la presión inicial del yacimieto (BY/PCN)

Bw= factor volumétrico de formación del agua (BY/BN)

Rs= relación gas disuelto - petróleo (PCN/BN)

Rsi= relación gas - petróleo a la presión inicial del yacimieto (PCN/BN)


Rp= relación gas petróleo producido (PCN/BN) Rp = Gp / Np

Wp= agua producida acumulada (BN)

We= intrusión de agua

m= fracción de gas en el yacimiento, sus valores están entre cero y uno; representa el volumen de gas de la capa de gas entre el volumen de petróleo más gas disuelto. Si el yacimiento está inicialmente subsaturado m=0 m = Gf Bgi / N Boi

Gf= volumen de gas en la capa de gas

Swi= saturación del agua connata

Cw= compresibilidad del agua

Cf= compresibilidad de la roca (formación)

Pi - P= variación de la presión

G= volumen de gas total G = N Rsi + m N Boi / Bgi


              • Empuje por expansión del petróleo, P > Pb (si el yacimiento es volumétrico sin capa de gas m = 0 y Rp = Rs)

              Np Bo = N Boi ( ( Co So + Cw Swi + Cf)/ So)(Pi - P) = N Boi Ce (Pi - P)


              donde, Ce (compresibilidad efectiva) = Co So + Cw Swi + Cf


              • Empuje por gas en solución (sin capa de gas m = 0), P(para este caso la compresibilidad de la roca y del agua es despreciable con respecto al aporte de los mecanismos de producción)

              Np ( Bo + ( Rp - Rs ) Bg ) = N ( Bo - Boi + ( Rsi - Rs ) Bg )


              En este tipo de empuje se puede estacar lo siguiente:

              Si el yacimiento es volumétrico (no hay presencia de un acuífero) entonces We = 0

              Si el yacimiento es no volumétrico (presencia de un acuífero y el volumen de control es variable) entonces We es diferente de cero


              • Empuje por gas en solución (con capa de gas m es diferente de cero), P(para yacimientos volumétricos)

              Np ( Bo + (Rp - Rs)Bg ) = N Boi [ (Bo - Boi + (Rsi - Rs)Bg)/ Boi ) + m ( (Bg / Bgi) - 1)]

              El balance de materiales deducido anteriormente se ha empleado durante muchos años para:

              1. Determinar el petróleo inicial en el yacimiento
              2. Evaluar la intrusión de agua conociendo N o G

              3. Pronosticar la presión del yacimiento

              4. Evaluar los factores de recobro


              Una de las aplicaciones más importantes de las ecuaciones es la de pronosticar el efecto de una rata de producción ya sea agua o gas o ambos efectos simultáneamente sobre la presión del yacimiento; debido a ello es primordial conocer de antemano el petróleo inicial y la razón m a partir de buenos registros eléctricos.



              MÉTODO DE LA LÍNEA RECTA (Havlena - Odeh)



              Havlena y Odeh, clasifican los términos de la ecuación de balance de materiales dependiendo si son extracciones F, o expansiones E. Dicho método consiste en graficar un grupo de variables en función de otro grupo de variables.



              F = NEo + NmEg + N (1 + m) Efw + We

              F = N [ Eo + mEg + (1 + m) Efw ] + We

              F = NEt + We



              Sabiendo:

              Extracción de volumen de petróleo, gas libre y agua: F = Np(Bo + (Rp - Rs) Bg) + WpBw

              Expansión de petróleo más gas disuelto: E0 = Bo - Boi + (Rsi - Rs)Bg


              Expansión de la capa de gas: Eg = Boi ( (Bg/Bgi) - 1)

              Expansión del espacio poroso de la roca y del agua connata: Efw=Boi((CwSwi+Cf)/(1-Swi))

              Expansión total: Et = Eo + mEg + (1 + m)Efw


              De acuerdo al método de la línea recta se tienen los siguientes casos:

              • Método de la recta simple (yacimiento volumétrico + empuje por gas en solución + compactación del volumen poroso)

              F = N [ Eo + Efw]




              • Método de la recta simple (empuje por agua + gas en solución + compactación volumen poroso)

              F - We = N [ Eo + Efw ]





              • Método de la capa de gas ( yacimiento volumétrico + empuje por gas en solución + capa de gas). Si el empuje por la compresibilidad de la roca y del agua es despreciable, entonces We = 0 y Efw = 0

              F/Eo = N + Nm Eg/Eo




              • Método de la capa de gas (empuje por agua + gas en solución + capa de gas)

              ( F - We)/Eo = N + Nm Eg/Eo




              • Método del acuífero (empuje por agua + gas en solución). Suponemos que no hay capa de gas m = o

              F/Eo = N + We/Eo



              ÍNDICES DE PRODUCCIÓN



              De acuerdo a la ecuación de balance de materiales Pirson propuso que la energía total para producir hidrocarburos es la aportada por una combinación de los tres mecanismos naturales de producción más importantes:


              Mecanismo de agotamiento o gas en solución

              Mecanismo de empuje de gas o expansión del casquete de gas

              Mecanismo de empuje de agua


              Mediante simplificaciones y reducciones de la ecuación de balance de materiales obtenemos:

              Indice de producción por expansión del petróleo y el gas disuelto

              Indice de producción por expansión del gas de la capa de gas

              Indice de producción por influjo de agua


              Sumando los términos anteriores: Io + Ig + Iw = 1






              Los índices de producción representan la influencia de los diferentes mecanismos que en forma acumulada contribuyeron individualmente a toda la historia de producción del yacimiento.











































              miércoles, 21 de octubre de 2009

              2da clase de ingeniería de yacimientos II

              En la clase anterior se comentó como ibamos a evaluar las propiedades de los parámetros PVT de los yacimientos, específicamente las propiedades del petróleo, las propiedades del gas y las propiedades del agua. Esos parámetros PVT nos van a servir para poder utilizar la ecuación de Balance de Materiales.
              En ésta 2da clase del día 1-10-09 se definieron los mecanismos de producción de un yacimiento que se utilizan principalmente para poder definir la ecuación de Balance de Materiales.
              Del mismo modo, en el yacimiento debe haber una acumulación de hidrocarburos y para que ésta pueda ser producida necesita de una cierta energía que estimule o motive la salida del hidrocarburo ya sea petróleo o gas sino éste se va a quedar en el yacimiento. Así mismo, desde el punto de vista de energía o los mecanismos de producción global que se encuentran en el yacimiento, los mecanismos de producción van a ser naturales y mecanismos de producción inducidos. Los mecanismos de producción naturales son característicos de los yacimientos y los mecanismos de producción inducidos son mecanismos que se originan debido a las energías aportadas por el hombre a través de herramientas en superficie.
              Con respecto a los mecanismos de producción naturales tenemos:
              • Compresibilidad de la roca y de los fluidos
              • Liberación de gas en solución
              • Segregación gravitacional
              • Empuje por capa de gas
              • Empuje hidráulica
              • Inyección de fluidos

              1) Compresibilidad de la roca y de los fluidos: cualquier sólido o líquido es compresible sin importar su composición; es decir, en nuestro caso en la materia vamos a considerar ya sea roca o fluido el material que va a inducir o va a originar un mecanismo de produción.

              C = -1dV/VdP

              donde el signo negativo de la ecuación tiene como función convertir el valor de la compresibilidad en positivo al disminuir el volumen debido al incremento mecánico de la presión.


              Compresibilidad de la roca: cuando se origina una disminución de la presión la roca va a tender a expandirse generandose una reducción del volumen poroso porque la roca va a expandirse a través de la dirección de donde se encuentra el fluido, es decir, en el volumen poroso.







              Compresibilidad de los fluidos: cuando se origina una reducción de la presión el fluido tiende a expandirse hacia la dirección del menor esfuerzo del líquido, trantando de irse a algún lugar del yacimiento donde puede ocupar un volumen.




              Así mismo, al haber una reducción de presión sin importar las condiciones en que se encuentre puede originarse simultáneamente una expansión en la roca (reducción del volumen poroso) y una expansión del fluido sin importar si es petróleo, agua o gas. Este mecanismo ocurre independientemente estamos por encima o por debajo de la presión de burbujeo.

              Compresibilidad de los líquidos: V = Vi [ 1 + C ( Pi - P ) ]


              Compresibilidad de los gases: Cg = 1/P - 1dZ/ZdP

              2) Liberación de gas en solución: cuando se está por debajo de la presión de burbujeo ocurre la liberación de gas (yacimientos saturados); es decir, a partir de una presión menor o igual a la presión de burbujeo el gas en solución empieza a expandirse y si ese gas se está expandiendo va a empujar o desplazar el hidrocarburo (petróleo) hacia la zona de menor presión la cual corresponde al pozo. Si no se está por debajo de la presión de burbujeo no hay liberación de gas entonces este mecanismo de producción no va a existir.




              3) Segregación gravitacional: es un mecanismo de producción que ocurre cuando existe una liberación de gas; es decir; cuando se está en presencia de yacimientos saturados (presión menor a la presión de burbujeo), de ésta manera al iniciarse la liberación del gas y por tener éste menor densidad que el petróleo, se desplaza hacia el tope de la estructura y no hacia la zona de menor presión (pozo) debido a que las fuerzas de gravitación son mayores que las fuerzas viscosas provocando así un empuje del petróleo desde la estructura hacia la zona de menor presión. Del mismo modo, para que la segregación gravitacional exista es necesario que la dirección de los fluidos verticales sean favorables y ofrezcan la menor resistencia posible para que el gas que se está liberando se desplace hacia el tope de la estructura y no se desplace hacia el pozo de lo contrario las fuerzas viscosas van a ser mayor que las fuerzas gravitacionales.



              4) Empuje por capa de gas: es un mecanismo que se produce cuando la presión del yacimiento esta por debajo de la presión de burbuja. Al haber una reducción de presión el gas se expande hacia la zona de menor presión; y si se está formando una capa de gas quiere decir que hay un sello que está contribuyendo a que el fluido se mueva. La capa de gas actúa como un pistón cuya función será desplazar el fluido (hidrocarburo) hacia la zona de menor presión (pozo).



              5) Empuje hidráulico: es un empuje similar al de capa de gas pero en vez de capa de gas es un acuífero y por ser acuífero hay mayor densidad. Al existir una reducción de presión el agua que se encuentra en el acuífero es básicamente una sustancia compresible y se podrá expandir hacia la zona de menor presión. Así mismo, sin hacer caso de la fuente de agua, el empuje de agua es el resultado del agua moviendose hacia los espacios porosos originalmente ocupados por petróleo, reemplazando el petróleo y desplazandolo hacia la producción de pozos. Se tienen varios tipos de acuífero: los acuíferos confinados que son formaciones geológicas permeables, completamente saturadas de agua, confinadas entre dos capas o estratos impermeables o prácticamente impermeables y los acuíferos infinitos o no confinados es una roca que se encuentra conectada a una fuente haciendo que su volumen siempre se incremente. Por otra parte, es necesario señalar que el factor de recobro dependerá de la cantidad del fluido producido.


              6) Inyección de fluidos: este mecanismo se emplea específicamente para mantener la presión en el yacimiento inyectando agua o gas; lo que se está generando al inyectar algunos de estos fluidos es que se podrá lograr el desplazamiento del petróleo hacia el pozo. Con respecto a la influencia de la inyección de fluidos sobre la producción, se tiene que a medida que hay un mayor volumen de fluido la presión aumentará y de esa manera se podrá ir desplazando el petróleo. Por ende, el aumento de presión origina una disminución del factor de recobro.





              Es importante resaltar, que para un justo entendimiento del comportamiento de un reservorio y predicción de perforaciones futuras, es necesario tener el conocimiento de todos estos mecanismos de empuje nombrados anteriormente ya que estos controlan el comportamiento de fluidos dentro de los reservorios.


              Por otro lado, podemos hacer un análisis de la figura anexa abajo representando las Expansiones, donde podemos observar que para un tiempo t=0 tenemos el sistema inicial general (agua, petróleo, gas) pero al cabo de un tiempo si se origina una variación de presión ocurre que si tenemos un acuífero este ocupará una parte de la zona de petróleo ya que se expande y si tenemos capa de gas éste se expanderá también. Y si adicionalmente a la expansión de petróleo se genera la intrusión de agua hará que el petróleo se expanda aún más. Entonces, si vemos el estado final vemos que el efecto de la acción combinada de todos estos mecanismos de producción hicieron que se orginará el aumento del volumen del petróleo.




              También es importante destacar que el Balance volumétrico busca cuantificar cuanto hidrocarburo se produce debido al efecto de todos los mecanismos de producción bajo un diferencial de presión.
              Por lo tanto tenemos:

              Vaciamiento = +{expansión de petróleo + gas en solución}

              +{expansión del gas de la capa de gas}

              +{expansión del agua connata}

              +{reducción del volumen poroso}

              +{influjo de agua del acuífero}



              Definición de términos


              N: volumen inicial del petróleo en sitio a condiciones estándar [MMBN]


              m: relación entre el volumen inicial d gas en la capa de gas y volumen inicial de petróleo + gas disuelto en la zona de petróleo (m es un valor adimensional)


              Np: petróleo acumulado a condiciones estándar [MBN]


              Rp: relación gas-petróleo acumulada [MPCN/BN]


              NBoi: volumen de petróleo y gas en solución a condiciones de yacimiento [MMBY]


              mNBoi: volumen inicial de gas libre en la capa de gas [MMBY]


              G: volumen de gas total [MMMPCN]


              Expansión del petróleo:

              • N(Bo-Boi): volumen producido por expansión del líquido [MMBY]

              Expansión del gas en solución:


              • NRsi : gas en solución inicial a condiciones normales [MMMPCN]

              • NRsiBg: gas en solución inicial a condiciones de yacimiento [MMBY]

              • NRsBg: gas en solución condiciones de yacimiento [MMBY]

              • NBg(Rsi-Rs): volumen por expansión del gas en solución [MMBY]

              Expansión del petróleo + gas en solución:


              • N[(Bo+Bg (Rsi-Rs)) - (Boi)] = N[Bt - Bti]

              Expansión de la capa de gas:

              • mNBoi: volumen inicial de la capa de gas [MMBbl]

              • Gf = (mNBoi)Bg/Bgi : volumen de gas en la capa de gas [MBbl]

              • [(mNBoi)Bg/Bgi] - mNBoi = mNBoi [(Bg/Bgi) - 1] : volumen por expansión del gas en la capa de gas [MMBbl]

              Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso:

              • Volumen total por expansión de agua connata y reducción del volumen poroso

              Influjo de agua:

              • We: influjo acumulado de agua en el yacimiento [MMBbl]

              Producción:

              • Np(Bo + (Rp - Rs)Bg): vaciamiento total [MMBbl]

              viernes, 2 de octubre de 2009

              1ra clase Ingeniería de yacimientos II

              En esta oportunidad les comento que la clase del día 24-9-09 fue muy interesante ya que permitio refrescar conocimientos adquiridos en el curso de Ingeniería de Yacimientos I. En este sentido se destacan diferentes conceptos que permitirán comprender los diferentes temas que se irán presentando en la currícula de Ingeniería de Yacimientos II.

              La clase inició haciendo referencia sobre los parámetros PVT que consisten en determinar en el laboratorio una serie de propiedades físicas de un fluido en el yacimiento (petróleo, agua o gas) que relacionan presión, volumen y temperatura. Se mostraron las gráficas de los siguientes parámetros: Bo, Bg, Rs, Z. Después se explicó que la solubilidad del gas en petróleo crudo depende de: presión, temperatura y composiciones del gas y del petróleo; destacando que para un mismo gas y petróleo a una temperatura constante, la cantidad de gas en solución aumenta con la presión, y a una presión constante, la cantidad de gas en solución disminuye a medida que la temperatura aumenta. Por consiguiente, para determinadas presiones y temperaturas, la cantidad de gas en solución aumenta a medida que las composiciones del gas y del petróleo se asemejan, es decir, es mayor en gases de alta y en petróleos de baja gravedad específica, o sea, en petróleos de alta gravedad API.

              Luego se dieron las definiciones de los yacimientos saturados y subsaturados, donde se recordó el ejemplo de la botella de refresco para la compresión de los yacimientos saturados debido a que cuando destapamos una botella de refresco su presión disminuye de una presión inicial (Pi) a una presión final (P) y se libera gas, ya que el líquido que está adentro se encuentra saturado; de ésta manera, se dice que el petróleo de un yacimiento está saturado con gas a cualquier P y T si al reducir ligeramente la P se libera gas de la solución. Inversamente, si no se libera gas de la solución, se dice que estamos en presencia de un yacimiento subsaturado a esa presión, el estado subsaturado implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo, es decir, no hay capa de gas.

              Seguidamente, se explicó con más detalle las gráficas y definiciones de los parámetros PVT antes mencionados:

              Relación gas en solución-petróleo (Rs) la cual está dada por los pies cúbicos normales de gas (PCN) en solución en un barril normal (BN) de crudo a determinadas condiciones de P y T. Analizando su gráfica, si tenemos una presión elevada cualquiera el fluido tendrá una cantidad de gas pero si se disminuye la presión en el yacimiento hasta llegar a la presión del burbujeo el gas disuelto en el petróleo empieza a salirse.

              Rs=Vgas disuelto @CN/ Vpetróleo @CN







              Factor volumétrico de formación de petróleo (Bo) corresponde al volumen en barriles (a condiciones de P y T de yacimiento) ocupado por un barril de petróleo más su gas en solución (a 14, 7 lpca y 60°F). La forma de su gráfica se debe que al tener presiones elevadas se tiene un determinado volumen de petróleo más gas disuelto, pero a medida que disminuimos la presión aumenta su volumen hasta llegar a la presión de burbujeo donde empieza a decrecer el volumen de petróleo más gas disuelto ya que aparece la primera burbuja de gas, mientras sigue disminuyendo la presión aumenta la cantidad de gas libre y el volumen de petróleo más gas disuelto decrece debido a que es más la cantidad de gas liberado que disuelto.

              Bo=V(petróleo+gas disuelto) @CY/ Vpetróleo @CN







              Factor volumétrico de formación de gas (Bg) es un factor que relaciona el volumen de gas en el yacimiento (a P y T) con el volumen de la misma masa de gas en superficie a condiciones normales (14,7 lpca y 60°F). Si tenemos un determinado volumen de gas pensamos en PV=nRT entonces para ésta ecuación de estado para gases ideales a condiciones de superficie tendremos una cantidad de Vsup, Psup, Tsup, nsup, Rsup, Zsup~1. Según, Z=1 convierte la ecuación de estado para gases ideales en algo más real ya que los creadores dicen que las moléculas chocan y que hay fuerza de interacción entre ellas, pero esto no ocurre en lo ideal por eso si Z ayuda a cuantificar estos factores entonces decimos que en la superficie el volumen de las moléculas es despreciable; por lo tanto, se tendrá un comportamiento ideal en la superficie pero en el yacimiento el Z yacimieno es diferente de uno.

              Bg= Vgas @CY/ Vgas @CN







              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 P y T de yacimiento. Con Bt olvidamos relacionar volumen del petróleo en yacimiento entre el volumen de petróleo en superficie o el volumen de gas en yacimiento entre el volumen de gas en superficie ya que aquí relacionamos todos los factores volumétricos de formación. Por lo tanto, si disminuye la presión entonces aumenta el volumen del petróleo porque se expande pero a partir de la presión del burbujeo Pb el factor volumétrico de formación total será ascendente ya que aumenta el volumen de gas y el volumen de petróleo disminuye. Esta misma gráfica nos ayuda a ver los tres factores volumétricos de formación. Bt= Bo+Bg(Rsi-Rs) [bbl/BN]





              Relación gas-petróleo de producción (Rp) está dada por los pies cúbicos normales de gas (PCN) producidos entre los barriles normales (BN) de crudo producidos. Analizando su gráfica teniendo condiciones de P y T superiores a la Pb se produce una cantidad de gas y petróleo; no hay gas en la zona libre ya que todo el gas que se estaba produciendo es en solución. Si disminuye la P se produce más gas y petróleo, entonces la relación gas-petróleo va a ser constante lo que indica que la producción será la misma pero a partir de la Pb (se forma la 1ra burbuja de gas) el gas se va a mover cuando su saturación sea mayor a la de su saturación crítica; se empieza a atraparse el gas en los poros de la roca en el yacimiento la cual origina una reducción de gas pero la cantidad de petróleo es la misma, por eso hay un bajón en la gráfica (la relación gas-petróleo disminuye) un poco antes de llegar a la Pb; es decir, ocurre una pequeña merma en la gráfica. Luego la relación gas-petróleo va aumentando, pero al momento de llegar exactamente a la Pb va disminuyendo el gas como en una botella de refresco originando una disminución en la relación gas-petróleo, después de la Pb la relación gas-petróleo se mantiene constante. Es importante destacar que es necesario una presión mínima para que el petróleo suba del yacimiento a los tanques de superficie.

              Rp= Vgas producido @CN/ Vpetróleo producido @CN







              Seguidamente la clase continuó con referencia a dos procesos isotérmicos bien definidos de liberación de gas comúnmente empleados en el laboratorio en estudios PVT: 1) el proceso de liberación instantánea o flash, donde todo el gas desprendido durante una reducción en la presión permanece en contacto y posiblemente en equilibrio con la fase líquida de donde se desprende. Detallando un poco más este proceso, se tiene que a medida que se va disminuyendo la P el petróleo se va expandiendo pero llegará un punto donde el volumen de gas se igualará con el volumen del petróleo (momento que ocurre luego de llegar a la Pb), si se sigue reduciendo la P habrá más volumen de gas y el volumen del petróleo será menor (así mismo como sucede con una botella de refresco). 2) el proceso de liberación diferencial, donde el gas desprendido durante una reducción de presión se remueve del contacto con la fase líquida, tan pronto como se libera variando su composición.




              Así mismo, se explicarón los tipos de yacimientos de acuerdo con el diagrama de fases donde éstos pueden clasificarse de acuerdo con la localización de la temperatura y presión iniciales del yacimiento con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo).

              Con respecto a los yacimientos de gas tenemos: los yacimientos de gas seco que son gas tanto en condiciones de superficie como de yacimiento (Tyac mayor Tcdt). Los yacimientos de gas húmedo son aquellos donde parte del gas que llega a la superficie se condensa, es decir, cuando hay una liberación de gas en la tubería, no en le yacimiento (Tyac mayor Tcdt). Los yacimientos de gas condensado (Tyac mayor a la Tc y menor a la Tcdt) son aquellos donde el gas presenta condensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de la presión, éstos yacimientos se pueden definir como un gas con líquido disuelto. Cuando se tiene un yacimiento de gas condensado se produce gas y petróleo, y se le puede sacar mucho provecho económico.

              Referente a los yacimientos de petróleo tenemos: los yacimiento de petróleo volátil (alto encogimiento) son aquellos donde la P y T son tales que al reducir la P de la saturación a medida que estamos más cerca de la Pc los componentes son muy livianos y se libera fácilmente el gas, mientras más cerca se esté de las condicones críticas en un crudo de alto encogimeinto (volátil). Los yacimientos de petróleo negro (bajo encogimiento) tienen menos gas y la variación de la composición no cambiará tanto y se toma como despreciable (Tyac es mucho menor a T).

              También se recordó que la máxima temperatura a la cual coexisten en equilibrio vapor y líquido es la llamada temperatura cricondentérmica y la máxima presión a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido es la llamada presión cricondembárica, igualmente se señalaron las líneas de isocalidad, punto crítico (coexiste la fase líquida y la del vapor), curva de rocío, curva de burbujeo, etc.

              Para culminar la clase, se comentó que una tabla PVT solo sirve si la composición del sistema es constante, y por consiguiente, se trabajará con dichos sistemas.