Yacimientos 1
Ing. En Petróleo y Gas Natural
I N T E G R A N T E S :
M E L I N A G Ó M E Z H E R N Á N D E Z
J O E L O C T A V I O H E R N Á N D E Z
G O N Z Á L E Z
J O S É E D G A R J I M É N E Z R A M Í R E Z
J U A N J O S É L E Ó N D Í A Z
V Í C T O R M A N U E L G U I L L E N
H E R N Á N D E Z
V E R Ó N I C A G O N Z Á L E Z P É R E Z
El empuje por casquete
de gas consiste en una
invasión progresiva de la
zona de aceite por gas,
acompañada
por
un
desplazamiento
direccional del aceite
fuera de la zona de gas
libre y hacia los pozos
productores.
Para que se lleve a cabo este mecanismo la
presión inicial en el yacimiento debe ser igual a la
presión de burbuja.
En ese instante comienza a
liberarse gas en el yacimiento
formado un casquete sobre el
crudo. En este sentido, a
medida
que
declina
la
presión el gas se va
expandiendo proporcionando
un empuje al petróleo hacia
el
pozo
productor,
aumentando la vida útil del
hidrocarburo.
VENTAJA
•
Propicia,
mediante una adecuada localización y
terminación de los pozos, la obtención de producciones
de aceite de la sección del yacimiento que no contiene
gas libre, reteniéndose, en la parte superior del
yacimiento, el gas libre q se utiliza para desplazar el
aceite.
•
Si el volumen de gas libre inicialmente presente en el
yacimiento es grande, comparado con el volumen total
original de aceite, y no se produce gas libre durante la
explotación, la declinación de presión requerida para la
invasión total de la zona de aceite por el casquete de gas
será ligera .
•
Si el volumen de la capa de gas es pequeño, la presión del
yacimiento declinara a mayor ritmo, permitiendo la liberación
del gas disuelto y el desarrollo de una saturación de gas
libre en la zona de aceite.
Porcentaje del petróleo
extraído de un yacimiento
con relación al volumen
La recuperación en yacimientos con capa de
gas
del
aceite contenido originalmente, pero
de segregación se
pueden obtener recuperaciones de
Al exceder el gas el punto de saturación,
el gas libre comienza a fluir hacia el pozo
ocasionando que la RGA aumente.
Las recuperaciones de yacimientos
volumétricos con capa de gas varían
desde las recuperaciones para
yacimientos subsaturados hasta 70-80%
del petróleo fiscal inicial en el
yacimiento.
Gas Seco
PC a la izquierda de la
Cricondenbara
Ty
>Cricondenterma
Casi pegadas a la curva
de puntos de burbuja
Py nunca entra a la
región de 2 fases, en el
yac. siempre está en
estado gaseoso
Fuera región de 2 fases
--->
20,000
Casi puros compuestos li geros en la mezcla original <
0.75
Diagrama de Fases
Temperatura
Punto Crítico
Estado en el Yacimiento
Curvas de Calidad
Singularidades
Producción en Superficie
Composición
RGA (m³/m³)
ensdad Líquido (gr/cm³)
Tipo
Características
El gas comenzará a tener un desplazamiento
hacia las zonas superiores en el yacimiento
debido a las fuerzas gravitacionales, lo cual
puede resultar en la formación un casquete de
gas secundario. La permeabilidad es un factor
importante en la formación de un casquete de
gas secundario.
A medida que la
producción avanza y la
presión del yacimiento
disminuye, la
expansión de la capa
de gas desplaza el
petróleo hacia abajo.
Este fenómeno se
observa por el
aumento de la RGA en
los pozos localizados
sucesivamente más
abajo en la estructura.
La producción de la reserva
de petróleo se explica como
la expansión de la zona de
petróleo(A)- una ampliación
de la capa de gas(B) y la
expansión de la formación
inicial agua presente demás
la reducción del volumen de
los poros debido a la
expansión de la matriz de la
formación y depósito de
posible
reducción
de
volumen de la masa(C).
USO DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE
MATERIA
Determinar hidrocarburos iniciales en el yacimiento
Evaluar
We
conociendo
N
o
G
Predecir el comportamiento y recobro final de yacimientos
especialmente los que producen por gas en solución
Evaluar factores de recobro
Np
= Petróleo producido, BF
N= Petróleo original in-situ, BF
G= Gas inicial en el yacimiento
m
= Tamaño inicial de la capa de gas o volumen
inicial de la capa de gas/volumen de la
zona de petróleo (
N)
Np
= Petróleo producido acumulado, BF
Gp= Gas producido acumulado, pcn
Wp= Agua producido acumulado, BF
Rp= Relación gas-petróleo acumulada,
Rs= Relación gas-petróleo, pcn/BF
ßo
,
ßw= Factor volumétrico de formación del
petróleo y del agua, bbl/BF
ßg
= Factor volumétrico de formación del gas,
bbl/pcn
We
= Intrusión acumulada de agua, BF
Sw= Saturación de agua, fracción
cw
,
co,
cg= Compresibilidad del agua, del petróleo y
de gas, 1/psi
cf
= Compresibilidad del volumen poroso, 1/psi
cr= compresibilidad de la matriz (granos), 1/psi
P= Presión estática del yacimiento, psia
ΔP
=
Pi - PECUACIÓN DE EMPUJE POR CASQUETE DE
GAS
En el expansión por casquete de gas se sigue el mismo principio que se observan para la expansión /
producción de gas seco
Tomando en cuenta el volumen del casquete de gas a ciertas condiciones
La producción de gas tomando en cuenta a la presión actual de producción, entonces
De Bajo Encogimiento
(Aceite Negro)
De Alto Encogimiento
(Aceite Volátil)
Gas y Condensado
Gas Húmedo
Gas Seco
PC a la izquierda de la Cricondenbara
Diagrama de Fases
Temperatura
Ty< Tc Ty< Tc Tc< Ty< Cricondenterma Ty> Cricondenterma Ty> CricondentermaPunto Crítico
Py a la izquierda de la PC PC cercano a laCricondenbara
PC a la izquierda de la Cricondenbara
PC a la izquierda de la Cricondenbara
Casi pegadas a la curva de puntos de burbuja
Estado en el Yacimiento
Si P> Pb @ Ty, yac. bajosaturado (1 fase) Si P≤ Pb @ Ty, yac. saturado (2 fases) Si P> Pb @ Ty, yac. bajosaturado (1 fase) Si P≤ Pb @ Ty, yac. saturado (2 fases) Si P> Pr @ Ty, yac. bajosaturado (1 fase) Si P≤ Pr @ Ty, yac. Saturado (2 fases) Py nunca entra a la región de 2 fases, en elyac. siempre está en estado gaseoso
Py nunca entra a la región de 2 fases, en el
yac. siempre está en estado gaseoso
Curvas de Calidad
Muy pegadas a la curvade puntos de rocío
Más se paradas a la curva de puntos de rocío
Tienden a pegarse a la curva de puntos de burbuja
Más pegadas a la curva de puntos de burbuja
Fuera región de 2 fases
Singularidades
--- --- Fenómenos Retrógrados ------Producción en Superficie
Dentro región de 2 fases Dentro región de 2 fases Dentro región de 2 fases Dentro región de 2 fases200 - 1,000 500 - 15,000 10,000 - 20,000 > 20,000
Composición
Grandes cantidades depesados en mezcla original
Grandes cantidades de intermedios en mezcla original Regulares cantidades de intermedios en mezcla original Pequeñas c antidades de intermedios en la mezcla original
Casi puros compuestos ligeros en la mezcla
original
RGA (m³/m³)
< 200Transparente