Un tipo de sistema de empuje en el que la energía para el transporte y la producción de los fluidos de yacimiento proviene del gas disuelto en el fluido. A medida que los fluidos de yacimiento ingresan en el pozo, las condiciones cambiantes de presión hacen que el gas se desprenda de la solución para generar un flujo mezclado de gas y líquido que asiste en la producción.
En esta investigación de yacimientos se encuentran los diferentes mecanismos de empuje que puede tener un yacimiento, así como se habla de que los principales agentes que actúan en estos empujes son el gas y el agua, clasificando a los empujes de la siguiente manera:
1.-Expansion de la roca y los líquidos ó expansión roca-fluidos
2.-Empuje por gas disuelto o gas en solución
3.-Empuje por capa de gas o empuje por casquete de gas
4.-Empuje por agua ó empuje hidráulico o acuífero
5.-Desplazamiento por segregación gravitacional
6.- Empujes Mixtos
En esta investigación de yacimientos se encuentran los diferentes mecanismos de empuje que puede tener un yacimiento, así como se habla de que los principales agentes que actúan en estos empujes son el gas y el agua, clasificando a los empujes de la siguiente manera:
1.-Expansion de la roca y los líquidos ó expansión roca-fluidos
2.-Empuje por gas disuelto o gas en solución
3.-Empuje por capa de gas o empuje por casquete de gas
4.-Empuje por agua ó empuje hidráulico o acuífero
5.-Desplazamiento por segregación gravitacional
6.- Empujes Mixtos
Comportamiento de Yacimientos II
1.- Desarrollo de la ecuación de balance materia en sus diferentes formas.
1.1 Conceptos básicos de balance volumétrico de fluidos producidos de un yacimiento.
1.2 Desarrollo de la ecuación de balance materia.
1.2.1 Información que requiere balance volumétrico.
1.3 Aplicaciones de la ecuación de balance de materia para yacimientos de:.
1.3.1 Aceite bajo saturados.
1.3.2 Aceite saturado.
1.3.3 Gas.
1.3.4 Gas y Condensado.
2.- Evaluación de la entrada de agua en los yacimientos
2.1 Clasificación de los acuíferos.
2.2 Determinación de la entrada acumulativa de agua en el yacimiento.
2.3 Evaluación del empuje hidráulico.
2.4 Determinación de la ecuación que representa la entrada agua en el yacimiento.
3.- Predicción del comportamiento de producción
3.1 Predicción del comportamiento de balance de materia para yacimientos:
3.1.1 De aceite bajo saturado.
3.1.2 De aceite saturado.
3.1.3 De gas.
3.1.4 De gas y condensado.
3.1.5 Geotérmicos y de acuíferos.
3.2 Aplicación de programas de computo comerciales.
3.3 Análisis de curvas de declinación.
3.3.1 Definiciones y tipos de curvas.
3.3.2 Aplicaciones.
Control de Brotes y Descontrol de Pozos PetrolerosManuel Hernandez
Que es un Brote
La manifestación de la entrada de fluidos de la formación al agujero
Porque se Se genera:
Sencillamente porque la presión hidrostática es menor a la presión de la formación.
Cementación forzada o secundaria y tapones de cementaciónRuben Veraa
Cuando con la cementación primaria no se consiguen los objetivos deseados o cuando el cemento o la tubería de revestimiento presentan fallas debido al paso del tiempo, es necesario corregir el problema. Estos procesos de reparación reciben el nombre de cementaciones de reparación.
La técnica de reparación más común es la cementación forzada, un procedimiento en el que se fuerza a la lechada a pasar a través de agujeros o rajaduras de la tubería de revestimiento, con el fin de reparar un trabajo de cementación primaria o un problema en un pozo.
Comportamiento de Yacimientos II
1.- Desarrollo de la ecuación de balance materia en sus diferentes formas.
1.1 Conceptos básicos de balance volumétrico de fluidos producidos de un yacimiento.
1.2 Desarrollo de la ecuación de balance materia.
1.2.1 Información que requiere balance volumétrico.
1.3 Aplicaciones de la ecuación de balance de materia para yacimientos de:.
1.3.1 Aceite bajo saturados.
1.3.2 Aceite saturado.
1.3.3 Gas.
1.3.4 Gas y Condensado.
2.- Evaluación de la entrada de agua en los yacimientos
2.1 Clasificación de los acuíferos.
2.2 Determinación de la entrada acumulativa de agua en el yacimiento.
2.3 Evaluación del empuje hidráulico.
2.4 Determinación de la ecuación que representa la entrada agua en el yacimiento.
3.- Predicción del comportamiento de producción
3.1 Predicción del comportamiento de balance de materia para yacimientos:
3.1.1 De aceite bajo saturado.
3.1.2 De aceite saturado.
3.1.3 De gas.
3.1.4 De gas y condensado.
3.1.5 Geotérmicos y de acuíferos.
3.2 Aplicación de programas de computo comerciales.
3.3 Análisis de curvas de declinación.
3.3.1 Definiciones y tipos de curvas.
3.3.2 Aplicaciones.
Control de Brotes y Descontrol de Pozos PetrolerosManuel Hernandez
Que es un Brote
La manifestación de la entrada de fluidos de la formación al agujero
Porque se Se genera:
Sencillamente porque la presión hidrostática es menor a la presión de la formación.
Cementación forzada o secundaria y tapones de cementaciónRuben Veraa
Cuando con la cementación primaria no se consiguen los objetivos deseados o cuando el cemento o la tubería de revestimiento presentan fallas debido al paso del tiempo, es necesario corregir el problema. Estos procesos de reparación reciben el nombre de cementaciones de reparación.
La técnica de reparación más común es la cementación forzada, un procedimiento en el que se fuerza a la lechada a pasar a través de agujeros o rajaduras de la tubería de revestimiento, con el fin de reparar un trabajo de cementación primaria o un problema en un pozo.
Bache de surfactantes para operaciones de lavado de pozosManuel Hernandez
Una sustancia química que se adsorbe preferentemente en una interfaz, disminuyendo la tensión superficial o la tensión interfacial entre los fluidos o entre un fluido y un sólido. Este término abarca una multitud de materiales que funcionan como emulsionantes, dispersantes, mojantes del petróleo, mojantes del agua, espumantes y antiespumantes. El tipo de comportamiento del surfactante depende de los grupos estructurales en la molécula (o mezcla de moléculas). El número de balance hidrófilo-lipófilo (HLB) ayuda a definir la función que tendrá un grupo molecular.
Operacioes de deteccion de Punto libre y string shotManuel Hernandez
Punto Libre
El punto libre en una Sarta es conocida como la profundidad a partir de donde esta libre la tubería durante un atascamiento de la tubería y esta puede ser definida ya sea por medio de una herramienta (Registro) y/o por medio de un calculo practico.
String Shot
Una técnica ampliamente usada casos de pega de tuberías es la detonación de una carga explosiva (cordón detonante o vibración) en una junta de tubería que se encuentra con torsión izquierda arriba del punto de atrapamiento. La vibración de la explosión afloja la unión, cuando se tiene torsión inversa se logra la desconexión.
Un emulsionante, emulsificante o emulgente es una sustancia que ayuda en la mezcla de dos sustancias que normalmente son poco miscibles o difíciles de mezclar. De esta manera, al añadir este emulsionante, se consigue formar una emulsión.
Emulsión inversa
Una emulsión en la que el aceite es la fase continua o externa y el agua es la fase interna. Emulsión inversa normalmente se refiere a un lodo a base de aceite y los términos se consideran sinónimos. Los lodos de emulsión inversa pueden tener de 5 a 50% de agua en la fase líquida, aunque hay sistemas que son 100% aceite.
Se considera trabajo en altura a todo aquel que se realice por encima de 1,8 metros sobre el suelo o plataforma fija, sobre pozos, cortes o voladizos. Para trabajos realizados en altura, el trabajador deberá utilizar arnés de seguridad o un equipo apropiado, que evite su caída.
Tubería Flexible
Una sección larga y continua de tubería enrollada en un tambor. La tubería se endereza para ser bajada en un pozo y luego se rebobina para enrollarla nuevamente en el tambor de transporte y almacenamiento. Dependiendo del diámetro de la tubería (1 pulgada a 4 1/2 pulgadas) y del tamaño del tambor, la longitud de la tubería flexible puede variar entre 610 y 4 570 m 2 000 pies y 15 000 pies] o una longitud mayor.
El objetivo principal de la mayor parte de los registros de pozos que se toman en la actualidad es, determinar si una formación contiene hidrocarburos así como también las características litológicas de la formación que los contiene. En el pasado, con anterioridad a la invención de los registros geofísicos de pozos, prácticamente la única manera de conocer estas dos propiedades fundamentales de las rocas, era mediante la inspección y análisis directo de las rocas cortadas por las barrenas y pruebas de formación; hoy en día muchas de estas pruebas mecánicas, que llevan tal objetivo, han sido suprimidas obteniéndose la información indirectamente a través de la interpretación de los registros de pozos.
Tratamiento diseñado para tratar la formación cercana al pozo, en lugar de otras áreas del conducto de producción, tales como la tubería de revestimiento a través del intervalo de producción, los tubulares de producción o los disparos o perforaciones. Los tratamientos de estimulación matricial incluyen ácido, solvente y tratamientos químicos para mejorar la permeabilidad de la formación cercana al pozo, lo que aumenta la productividad de un pozo. La estimulación matricial es un proceso de inyección de fluido en la formación, sea ácido o solvente, a presiones inferiores a la presión de fractura, para mejorar la producción o la capacidad de flujo de un pozo. El objetivo de un tratamiento matricial es diferente en areniscas que en carbonatos. En areniscas, los tratamientos matriciales restauran o mejoran la permeabilidad natural de la formación alrededor del pozo al remover el daño de la formación, disolver material que tapona los poros o aumentar el tamaño de los espacios porosos. En carbonatos, la estimulación matricial crea nuevos canales (túneles) altamente conductores que sortean los daños. Debido a estas diferencias, el criterio de selección para el fluido de tratamiento también es distinto. Para tratamientos de arenisca, es especialmente importante el conocimiento de la extensión, el tipo de daño, la ubicación, el origen, la mineralogía del yacimiento (estudio petrográfico) y la compatibilidad del fluido de tratamiento con la formación. En tratamientos de carbonato, resultan más significativas la temperatura del yacimiento, la tasa de bombeo y el tipo de fluido porque estos parámetros afectan directamente a la reactividad del fluido de tratamiento con la roca del yacimiento. Un tratamiento de estimulación matricial de arenisca está compuesto, en general, por un prelavado de ácido clorhídrico [HCl], un fluido de tratamiento principal (mezclas de HCl-HF) y fluido de desplazamiento (solución de ácido pobre o salmuera). El fluido de tratamiento se mantiene bajo presión dentro del yacimiento durante un período de tiempo, después de lo cual se efectúa el suaveo del pozo y se lo pone nuevamente en producción. En yacimientos de carbonato, el HCl es el fluido más comúnmente utilizado. Los ácidos orgánicos como el ácido fórmico y el acético se utilizan tanto en acidificación de arenisca como de carbonato, principalmente en sistemas de ácido retardado o en aplicaciones a alta temperatura. La estimulación matricial también se denomina tratamiento matricial o acidificación matricial.
Barrenas Para la Perforación de Pozos Petroleros Manuel Hernandez
La herramienta utilizada para triturar o cortar la roca. Todo lo que se encuentra en un equipo de perforación asiste directa o indirectamente a la barrena para la trituración o el corte de la roca. La barrena se encuentra en la parte inferior de la sarta de perforación y debe cambiarse cuando se desgasta excesivamente y deja de avanzar. La mayoría de las barrenas funcionan raspando o triturando la roca, o ambas acciones a la vez, generalmente como parte de un movimiento de rotación. Algunas barrenas, denominadas barrenas de tipo martillo, martillan la roca verticalmente en forma similar a un martillo neumático utilizado en operaciones de construcción.
Material sólido introducido de manera intencional en un sistema de lodo para reducir y finalmente impedir el flujo del fluido de perforación dentro de una formación débil, fracturada o vacuolar. En general, este material es de naturaleza fibrosa o en forma de placa, ya que los proveedores intentan diseñar lechadas que obturen y sellen las zonas de pérdida. Además, los materiales populares para pérdida de circulación son productos de desecho de bajo costo de las industrias de elaboración de alimentos y fabricación química. Ejemplos de materiales para pérdida de circulación son las cáscaras molidas de cacahuete, la mica, el celofán, las cáscaras de nuez, el carbonato de calcio, las fibras vegetales, las cáscaras de semillas de algodón, el caucho molido y los materiales poliméricos.
El proceso de combustión in situ es un método convencional térmico que se basa en la generación de calor en el yacimiento para segur recuperando hidrocarburo una vez culminada la producción primaria y/o secundaria .Este método consiste básicamente en quemar una porción del petróleo presente en el yacimiento para generar el calor, esta porción es aproximadamente el 10%.
PROCEDIMIENTO GENERAL
Generalmente se inicia bajando un calentador o quemador en el pozo inyector, posteriormente se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone en marcha el calentador hasta lograr el encendido. Luego, los alrededores del fondo del pozo son calentados, se saca el calentador y se continúa la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión.
MWD
La evaluación de las propiedades físicas, generalmente la presión, la temperatura y la trayectoria del pozo en el espacio tridimensional, durante la extensión de un pozo. La adquisición de mediciones durante la perforación (MWD) es ahora una práctica estándar en los pozos direccionales marinos, en los que el costo de las herramientas es compensado por el tiempo de equipo de perforación y las consideraciones asociadas con la estabilidad del pozo si se utilizan otras herramientas. Las mediciones se adquieren en el fondo del pozo, se almacenan un cierto tiempo en una memoria de estado sólido y posteriormente se transmiten a la superficie. Los métodos de transmisión de datos varían entre una compañía y otra, pero generalmente consisten en la codificación digital de los datos y su transmisión a la superficie como pulsos de presión en el sistema de lodo. Estas presiones pueden ser ondas senoidales positivas, negativas o continuas. Algunas herramientas MWD poseen la capacidad para almacenar las mediciones para su recuperación posterior con cable o cuando la herramienta se extrae del pozo si el enlace de transmisión de datos falla. Las herramientas MWD que miden los parámetros de una formación (resistividad, porosidad, velocidad sónica, rayos gamma) se conocen como herramientas de adquisición de registros durante la perforación (LWD). Las herramientas LWD utilizan sistemas similares de almacenamiento y transmisión de datos, y algunas poseen más memoria de estado sólido para proporcionar registros de mayor resolución después de extraer la herramienta, que la que es posible con el sistema de transmisión de pulsos a través del lodo con un ancho de banda relativamente bajo.
LWD
La medición de las propiedades de una formación durante la excavación del pozo, o inmediatamente después de la excavación, a través de la utilización de herramientas integradas en el arreglo de fondo de pozo. El método LWD, aunque riesgoso y caro en ciertas ocasiones, presenta la ventaja de medir las propiedades de una formación antes de la invasión profunda de los fluidos de perforación. Por otra parte, muchos pozos resultan difíciles o incluso imposibles de medir con herramientas convencionales operadas con cable, especialmente los pozos altamente desviados. En estas situaciones, la medición LWD garantiza la captura de alguna medición del subsuelo en caso que las operaciones con cable no sean posibles. Los datos LWD obtenidos en forma oportuna también pueden ser utilizados para guiar el emplazamiento del pozo de modo que éste permanezca en la zona de interés o en la porción más productiva de un yacimiento, tal como en los yacimientos altamente variables de lutita.
Producción de arenas
La instalación de equipamientos o la aplicación de técnicas para prevenir la migración de arena de yacimiento hacia el pozo o la región vecina al pozo. En las formaciones débiles, puede ser necesario el control de la producción de arena para mantener la estructura del yacimiento alrededor del pozo. En otros tipos de formaciones, la migración de arena y finos hacia la región vecina al pozo puede restringir severamente la producción. Cada una de estas condiciones requiere un tratamiento diferente. Las principales técnicas de control de la producción de arena son el empaque de grava y la consolidación de la arena.
Criterios de la primera y segunda derivadaYoverOlivares
Criterios de la primera derivada.
Criterios de la segunda derivada.
Función creciente y decreciente.
Puntos máximos y mínimos.
Puntos de inflexión.
3 Ejemplos para graficar funciones utilizando los criterios de la primera y segunda derivada.
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Convocatoria de becas de Caja Ingenieros 2024 para cursar el Máster oficial de Ingeniería de Telecomunicacion o el Máster oficial de Ingeniería Informática de la UOC
2. Para poder comprender el comportamiento de los yacimientos y predecir su futuro es
necesario tener en cuenta cuales son los diferentes tipos de empuje que se puede
generar en el yacimiento al igual de como funciona y se desarrolla cada uno de estos.
El funcionamiento general del yacimiento es determinado por la energía natural y los
mecanismos de empuje que predomine en este
• Expansión Roca-Fluidos
• Empuje de Capa de Gas
• Empuje de Acuífero
• Empuje por Drene Gravitacional
• Empuje Gas Solución
3. 25%
10%
15%
10%
40%
Rec. Primaria
Sistema Artificial
Rec. Secundaria
Rec. Mejorada
Volumen RemanentePrimaria
Secundaria
Mejorada
• Emplea energía natural del
yacimiento.
• Usa sistemas artificiales de
producción.
Tiempo
Producción
• Agrega energía
al yacimiento.
• Acelera producción de
aceite móvil.
• Libera aceite atrapado
en el yacimiento.
La Administración Moderna de Yacimientos admite y evalúa la necesidad de
implementar procesos de recuperación secundaria y mejorada en la etapa temprana de
la vida del yacimiento para cumplir su objetivo
Factores de Recuperación Típicos
4. La compactación de la roca es un mecanismo de expulsión de HCS. El cual a iniciarse
la producción de un yacimiento y caer la presión se expande la roca y los fluidos, lo cual
nos genera un cambio en la porosidad intercalada en la formación del yacimiento.
La expansión de los fluidos genera la contracción del vaciamiento la cual es generada
por la producción de los fluidos que a su vez genera la caída de presión. Ambos efectos
van en la misma dirección, la cual es expulsar los fluidos encontrados en el espacio
poroso interconectado.
5. El proceso de desplazamiento comienza en los yacimientos de baja saturación hasta
que se alcanza la presión de saturación. La expulsión del aceite de da debido a la
expansión, tanto como hidrocarburo, agua congénita y las roca de la formación
encontradas dentro del yacimiento, lo cual genera un desplazamiento hacia los pozos
productores.
Dada la baja compresibilidad del sistema el ritmo de declinación de la presión con
respecto a la extracción, es muy pronunciado
6. Este empuje consiste en una invasión de la progresiva por parte del gas hacia la zona
de aceite, acompañada por un desplazamiento direccional del aceite fuera de la zona
de gas libre, hacia los pozos productores, para poderse generar este sistema de empuje
se debe de tener unos requerimientos básicos los cuales son:
Que la parte superior del yacimiento contenga una alta saturación de gas
Que exista un continuo crecimiento o agrandamiento de la zona ocupada por el
casquete de gas
La zona de gas libre requerida puede presentarse de tres maneras:
Existir inicialmente en el yacimiento como casquete
Bajo ciertas condiciones, puede formarse por la acumulación de gas liberado por el
aceite al abatirse la presión del yacimiento, a consecuencia de la segregación
gravitacional
La capa de gas puede crearse artificialmente por inyección de gas en la parte
superior del yacimiento, si existe condiciones favorables para su segregación
7. En este tipo de yacimientos la presión inicial se
considera igual a la presión de burbuja, bajo las
condiciones originales de presión y temperatura.
A medida que pasa el tiempo, se va extrayendo el
Hidrocarburo del yacimiento, lo cual genera que la
presión decaiga poco a poco y el volumen de la
capa de gas se expande generando la energía
necesaria para el desplazamiento del hidrocarburo
hacia el pozo productor
Esta expansión trae como consecuencia que el nivel
del contacto gas-petróleo decaiga este efecto hace
que los pozos ubicados en la parte estructural mas
alta del yacimiento sean los primeros en producir
gas correspondiente de la capa.
O HCS
La eficiencia de recuperación del hidrocarburo por medio de este tipo de empuje es de un 20 a
un 40% .
8. Hay distintos factores que deben de
tenerse para poder generar este tipo de
empuje las cuales son las siguientes:
Baja viscosidad del petróleo.
Alta gravedad API del petróleo.
Alta permeabilidad de la formación
Alto relieve estructural.
Caída moderada en la producción y
presión del yacimiento.
Gran diferencia de densidad entre el
petróleo y el gas.
No hay producción de agua o es
relativamente baja.
Relación gas-petróleo aumenta
rápidamente en pozos altos
estructuralmente.
Relación gas-petróleo constante durante
la primera mitad de la producción, luego
aumenta.
Factor de recobro moderado, por lo
general 30 por ciento.
9.
10. Yacimiento
Acuifero
Este mecanismo funciona por medio de la
expansión del agua, la cual genera el
desplazamiento del hidrocarburo hacia los pozos
productores del yacimiento, debido a que el agua
acumulada a presión en el acuífero es capas de
expandirse y transmitir parte de la energía a lo
largo y ancho de la interface agua petróleo
Este tipo de empuje requiere que se mantenga una relación muy ajustada entre el
régimen de producción de petróleo que se establezca en el yacimiento y el volumen de
agua que debe de moverse en el yacimiento.
Por otro lado, se debe de mantener la presión en el yacimiento a un cierto nivel para
evitar el desprendimiento de gas e inducción de una capa de gas.
Las TR’s se deben de cañonear muy por encima del contacto Agua-Petroleo para evitar
la conificacion de agua en una edad temprana de la producción.
11. Algunas de las características de este sistema de empuje
son:
La presión en el yacimiento permanece alta.
La producción de agua inicia muy temprano e
incrementa a cantidades apreciables.
El petróleo fluye hasta que la producción de agua es
excesiva.
La recuperación esperada es del 10 al 70%.
Agua
Petróleo
Este sistema de empuje es considerado como el mecanismo natural mas eficiente para
la extracción de Hidrocarburo, ya que su presencia y actuación adecuada puede lograr
una producción de hasta un 60%.
Hay casos de acuíferos tan activos que se rehabilitan y estabilizan la presión del
yacimiento sin tener que cerrar la producción.
Esto se genera cuando el caudal de agua que alimenta al acuífero es equivalente al
volumen de todos los fluidos que se están produciendo en el yacimiento.
12.
13. Gas
Aceite
Agua
La segregación gravitacional es la tendencia del aceite,
gas y agua a distribuirse en el yacimiento de acuerdo a
sus densidades. En un yacimiento bajo condiciones
favorables de segregación, gran parte del gas liberado
fluirá a la parte superior del yacimiento, en vez de ser
arrastrado hacia los pozos por la fuerza de presión,
contribuyendo así a la formación o agrandamiento del
casquete de gas y aumentando la eficiencia total del
desplazamiento.
Las condiciones propicias para que los yacimientos presenten segregación de sus
fluidos son: que posean los espesores considerables, alta permeabilidad y que los
gradientes de presión no gobiernen totalmente el movimiento de los fluidos.
14. En la recuperación de hidrocarburos es posible identificar tres etapas de
recuperación de aceite: Recuperación Primaria, Recuperación Secundaria,
Recuperación Mejorada.
Recuperación Primaria: Producción de hidrocarburos usando únicamente la
energia natural del yacimiento como mecanismo de empuje.
Recuperación Secondaria: Producción de hidrocarburos auxiliado por adición de
energia al yacimiento mediante inyección de gas y/o agua.
Recuperación Terciaria (EOR)
Producción de aceite auxiliado por la adición de energía al yacimiento y alterando
las propiedades de la roca y el fluido para mejorar la recuperación de
hidrocarburos.
15. Este es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de los
yacimientos del mundo, en este sistema no existe capa de agua o empuje por agua por
lo tanto la energía para empujar el petrolero al agujero puede ser proporcionada por la
expansión del petróleo debido al gas expandiéndose en solución. Cuando la presión
cae debajo del punto burbuja en el yacimiento se forman pequeñas y dispersas
burbujas de gas en los poros, que también empujan el hidrocarburo hacia el agujero, a
unos 5-10% de gas libre en el yacimiento, las burbujas se unen al gas las cuales se
mueven hacia el agujero como una fase fluyente separada
16. El gas ira que se libera ira llenando totalmente
el espacio desocupado por el Hidrocarburo
producido la saturación de aceite disminuirá
constantemente a causa de su producción y
encogimiento por la liberación del gas solución;
por lo tanto mientras que las permeabilidad al
aceite disminuye continuamente la
permeabilidad al gas aumenta
A medida que se produce el aceite cae la
presión y el aceite se expande:
1.- si la presión (p) es mayor a la presión de
burbuja (Pb), la expansión del aceite remanente
en el yacimiento le permite llenar el espacio
poroso que deja el aceite producido
2.- Si ‘P’ <>> Co, la presión del yacimiento
comienza a declinar mas lentamente
burbujas de gas
aisladas formadas por
efectos de una caída
de presión, es decir
cuando se llega a la
presión del punto de
burbujeo.
fluye el gas de solución
en el yacimiento una vez
que se logró superar la
saturación critica del
gas..
17. El funcionamiento de un yacimiento
que fluye a través del empuje por gas
disuelto.
El gas fluirá con mayor facilidad que el aceite,
debido a que es mas ligero, menos viscoso y que
en su trayectoria se desplaza por la parte central
de los poros
En el caso de yacimientos de gas, el mecani
smo de expansión de gas permite obtener
recuperaciones muy altas alrededor de 70 a 80 %
.
18. A fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe ser pequeña.
Sobre la base de esto el gas liberado fluirá en el yacimiento y permitirá que se
incremente la RGA observada en el pozo.
El efecto de la expansión del agua y de la roca es pequeño si se compara a la energía
de un gas altamente expandible.
Esta grafica muestra el
comportamiento de un
yacimiento con empuje
por gas solución donde
se ve la RGA o GOR,
presión y el caudal
19. En esta grafica se muestra la tendencia de la RGA durante la vida del yacimiento con
empuje de gas solución en el aceite la RGA es contante a condiciones del yacimiento
(1,2) luego sufre una leve disminución (3) esto debido a la liberación del gas. Luego
sufre un incremento (4), luego declina debido al agotamiento de la presión (5,6)
20. La eficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de gas en solución, de las
propiedades de la roca, del Hidrocarburo y la estructura geológica del yacimiento En general, los
recobros que se logran en el yacimiento son bajos, en el orden de un 10% a 30%, debido a que
el gas en el yacimiento es más móvil que la fase petróleo. A medida que la presión declina, el
gas fluye a una tasa más rápida que la del petróleo, provocando un rápido agotamiento de la
energía del yacimiento, lo cual se nota por el incremento de la RGA del campo. Los yacimientos
con empuje por gas en solución son, usualmente, buenos candidatos para la inyección de agua,
debido a que la presión del reservorio disminuye.
Esta grafica muestra la
eficiencia de distintos tipos de
mecanismos de empuje con
respecto a la presión
21.
22. Para estimar la eficiencia de la recuperación en yacimientos con presiones iguales a la
presión del punto de burbuja que declina hasta la presión del abandono, La
organización Arps desarrollo una ecuación valida únicamente para yacimientos en los
cuales el empuje por gas solución es el único mecanismo de recuperación
Nota:
Si la presión inicial del yacimiento es mayor a la presión del punto de burbuja se debe
adicionar la de petróleo producido por expansión de liquido desde la presión inicial
hasta Pb.
23. La ecuación anterior solo se aplica con yacimientos que cuyo único mecanismo de empuje es el
gas disuelto en el aceite
Los factores que propician una alta recuperación son:
• Alta gravedad API
• Alta RGA
• Baja viscosidad
• Homogeneidad de la formación
25. Es definido como el volumen de gas en solución en pies³ normales que pueden
disolverse en un barril normal de petróleo a determinada condición de presión y
temperatura
En el grafico se observa el RS permanece
constante antes de la presión de Burbuja
(Pb) debido a que el gas todavía no se ha
liberado. Una vez que alcanza la presión
de burbuja el gas en solución comienza a
liberarse, por lo que el gas en solución
comienza a disminuir resultando en una
disminución del Rs
26. Etapa Bajosaturada
p > pb
Etapa Saturada
p < pb
Todo el gas permanece
en solución. Es el único
que se produce,
Qg = Qo * Rs
Rs = R = RGA = GOR = Rp
Rs es constante
Rs disminuye a
medida que se libera
gas en solución
27. En este diagrama se nos muestra un
perfil general de la presión del
yacimiento, producción de petrolero y
radio gas petróleo (GOR) sobre un
periodo de producción.