Bases Teóricas

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Bases Teóricas: Yacimiento ............................................. .................................................. 2.2 Propiedades de las rocas ...................................................... .................. 2.2.1 Características de las rocas de los yacimientos ................................ 2.2.2 Porosidad (Φ): ....................................................... ............................ 2.2.2.1 Porosidad absoluta ................................................... .................. 2.2.2.2 Porosidad efectiva ................................................... ................... 2.2.2.3 Porosidad no efectiva ................................................... .............. 2.2.3 Permeabilidad (k) ........................................................ ..................... 2.2.3.1 Permeabilidad absoluta. .................................................. ........... 2.2.3.2 Permeabilidad efectiva ................................................... ............ 2.2.3.3 Permeabilidad relativa ................................................... ............ 2.3.- Modelo estático ................................................... .................................. 2.3.1 Objetivo de la geología de yacimientos ............................................ 2.3.2 Geología de yacimientos ................................................ ..................

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Teoría de como Caracterizar un Yaciemiento

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Bases Tericas:

Bases Tericas:

Yacimiento...............................................................................................

2.2 Propiedades de las rocas........................................................................

2.2.1 Caractersticas de las rocas de los yacimientos................................

2.2.2 Porosidad ():...................................................................................

2.2.2.1 Porosidad absoluta.....................................................................

2.2.2.2 Porosidad efectiva......................................................................

2.2.2.3 Porosidad no efectiva.................................................................

2.2.3 Permeabilidad (k).............................................................................

2.2.3.1 Permeabilidad absoluta..............................................................

2.2.3.2 Permeabilidad efectiva...............................................................

2.2.3.3 Permeabilidad relativa...............................................................2.3.- Modelo esttico.....................................................................................2.3.1 Objetivo de la geologa de yacimientos............................................2.3.2 Geologa de yacimientos..................................................................2.3.3 Explotacin petrolfera.....................................................................

2.3.4 Parmetros petrofsicos.....................................................................

2.3.5 Evaluacin petrofsica......................................................................

2.4 Modelo dinmico.....................................................................................2.4.1 Caracterizacin de yacimiento..........................................................

2.4.2 Modelo Petrofsico...........................................................................

2.4.3.-Modelo dinmico de fluidos.............................................................

2.5 Clasificacin de los yacimientos de hidrocarburos.................................

2.5.1 Segn el criterio geolgico...............................................................2.5.2 De acuerdo al mecanismo de produccin.........................................2.5.2.1 Empuje por expansin de los fluidos y de la roca.....................

2.5.2.2 Empuje hidrulico......................................................................

2.5.2.3 Empuje por gas en solucin...........................................................

2.5.2.4 Empuje por expansin de capa de gas.......................................

2.5.2.5 Empuje por gravedad.................................................................2.5.2.6 Empuje combinado....................................................................2.5.3 En base a los hidrocarburos que contienen.......................................

2.5.3.1 Yacimientos de gas seco............................................................

2.5.3.2 Yacimientos de gas hmedo......................................................

2.5.3.3 Yacimientos de gas condensado................................................2.5.3.4.-Yacimiento de gas condensado con condensacin retrgrada en el yacimiento...................................................................................................

2.5.3.5 Yacimientos de gas condensados sin condensacin retrgrada en el yacimiento.................................................................................................

2.5.3.4.-Yacimientos de petrleo de alta volatilidad (cuasicrticos).....2.5.3.5 Yacimientos de petrleo de baja volatilidad (petrleo negro)...2.6.-Mtodos para el clculo y evaluacin de reservas................................

2.6.1 Mtodo volumtrico........................................................................2.6.1.1 Clculos volumtricos en yacimientos de petrleo

2.6.2 Balance de materiales.......................................................................2.6.2.1 Ecuacin general de balance de materia para yacimientos de petrleo......................................................................... 2.6.2.2 linealizacin de la ecuacin de balance de materia

Mediante el mtodo de havlena y odeh2.6.3 Simulacin numrica........................................................................2.7 Reservas...................................................................................................

2.7.1.- Clasificacin de reservas................................................................

2.7.1.1 Reservas probadas.....................................................................2.7.1.2 Reservas probables.................................................................... 2.7.1.3 Reservas posibles.......................................................................

2.8 Uso de correlaciones...........................................................................

2.8.1. Presin del punto de burbuja.............................................................................

2.8.2. Gas en Solucin..................................................................................................

2.8.3. Factor de compresibilidad del petrleo..............................................................

Factor volumtrico del Gas2.8.4. Factor volumtrico de formacin del petrleo..................................................

2.8.5. Factor volumtrico total......................................................................................

2.8.6. Viscosidad del petrleo......................................................................................

1) Yacimiento Un yacimiento de hidrocarburo es una acumulacin natural en una formacin subterrnea, porosa y permeable que contiene una cantidad de fluidos producibles (petrleo y/o gas), atrapados y confinado preferencialmente en rocas sedimentarias que forman una trampa subterrneas y limitadas por barreras estructurales (fallas, discordancia, anticlinales, domos, etc.) y/o estratigrficas (cambios litolgicos, cambios de permeabilidad, etc.).En la figura 1 se observa la estratificacin y entrampamiento de los fluidos presentes en la formacin.

Figura. N 1. Yacimiento.

2) Propiedades de las rocas 2.1) Caractersticas de las rocas de los yacimientos Para que los hidrocarburos permanezcan dentro de los yacimientos, las capas o estratos subyacentes que lo cubren, deben ser impermeables. De igual manera, los lados tienen que impedir la fuga de los lquidos. Ciertas condiciones fundamentales deben estar presentes para que exista un yacimiento, como son: la porosidad de la roca, que indica el porcentaje de capacidad de almacenamiento del volumen total de la roca; el volumen total yacimiento que se estima tomando en consideracin su espesor promedio y extensin; la cantidad de hidrocarburos en sitio, dada por el porcentaje de saturacin, o sea el porcentaje del volumen que forman los poros y que est ocupado por los hidrocarburos. Estos factores bsicos sirven para estimar el aspecto volumtrico del yacimiento. Para complementar la apreciacin volumtrica en sitio, es muy importante determinar y aplicar el factor de recuperacin, que presenta el porcentaje estimado de petrleo que podr producirse durante la etapa primaria de produccin del yacimiento. Tanto este factor como, por ende, la etapa primaria de produccin, estn ntimamente ligados al aspecto econmico del desarrollo inicial y la vida productiva subsiguiente del yacimiento.Desafortunadamente, no es posible extraer todo el petrleo en sitio del yacimiento. Sin embargo, no se escatiman esfuerzos por estudiar, investigar y aplicar mtodos que conduzcan a la extraccin del mayor porcentaje acumulado durante la primera y segunda etapas de vida productiva del yacimiento y, quizs, si fuese posible, hasta una tercera y cuarta etapas.

2.2) Porosidad (): La porosidad de una roca se define como la fraccin del volumen total de la roca ocupada por el esqueleto mineral de la misma. En los yacimientos de petrleo, la porosidad representa el porcentaje del espacio total que puede ser ocupado por lquidos o gases. Dicha propiedad determina la capacidad de acumulacin o de depsito de la arena y generalmente se expresa como porcentaje, fraccin o decimal. Cualquiera que sea el mtodo empleado para determinar la porosidad, el equipo necesario es relativamente simple. Existen tres clases de porosidad:2.2.1) Porosidad absoluta:Es el porcentaje de espacio poroso total, con respecto al volumen total de la roca, considerando los poros que estn o no interconectados entre s. Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y aun no as tener conductividad a los fluidos, debido a la falta de comunicacin entre los poros. Este es el caso de las lavas y otras rocas gneas con porosidad vesicular.

2.2.3) Porosidad no efectiva Representa la diferencia entre las porosidades anteriores descritas, es decir, la porosidad absoluta y la efectiva. En la Figura 2, se observa la diferencia entre los tres tipos de Porosidad.

Figura. N 2. Tipos de Porosidad

2.3) Permeabilidad (k) La permeabilidad manifiesta la capacidad de una roca para transmitir un fluido, dependiendo de la porosidad efectiva y del tamao predominante de los poros individuales. Tambin es la propiedad que posee la roca para permitir que los fluidos se puedan mover a travs de la red de poros interconectados. La permeabilidad se mide en Darcy, en honor al ingeniero hidrulico francs Henri Darcy, quien formula la ley que lleva su nombre, que reza: la velocidad del flujo de un lquido a travs de un medio poroso, debido a la diferencia de presin, es proporcional al gradiente de presin en la direccin del flujo. El experimento de Darcy tomo ciertos parmetros (Tasa (Q), Longitud (L), rea (A)) como se observa en la Figura 3.

Figura. N 3. Flujo en Medio Poroso2.3.1) Permeabilidad absoluta. Cuando la permeabilidad (K) se refiere a un fluido homogneo o un solo lquido fluyendo a travs del medio y se mide en laboratorio, se conoce como Permeabilidad Absoluta.

2.3.2) Permeabilidad efectiva La permeabilidad efectiva de un fluido, se refiere a un medio donde fluyen dos o ms fluidos (fases) a la vez, y se representa por Ko, Kg y Kw, y la permeabilidad relativa se representa por Kro, Krg y Krw.

2.3.3) Permeabilidad relativa Es la relacin entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta. Existe K efectiva y relativa a los fluidos que generalmente se encuentran en los yacimientos: Petrleo, Gas y Agua.3) Modelo esttico El modelo esttico consiste en la integracin de los modelos: estratigrficos, estructurales, petrofsicos y sedimentarios, parmetros que en conjunto son importantes para la caracterizacin de yacimiento.3.1) Objetivo de la geologa de yacimientos

El estudio integral de un yacimiento y su adecuada explotacin requiere del conocimiento de las caractersticas geolgicas del mismo. En la evaluacin y explotacin de los cuerpos de arenas que constituyen los yacimientos petrolferos de los diferentes campos, se ha detectado que sus variadas formas de posicin y el comportamiento de produccin y presin es producto de la distribucin heterognea de las caractersticas geolgicas y petrofsicas, por esta razones la produccin de cada pozo del yacimiento es diferente segn sus areas ptimas, tiene relacin directa con las caractersticas sedimentolgicas y petrofsicas. La identificacin de estas caractersticas, su representacin en modelos geolgicos y mapas, la definicin de las zonas ptimas en el rea del yacimiento, la determinacin de sus lmites y la cuantificacin del volumen de hidrocarburo son los objetivos primarios del estudio geolgico de yacimiento.3.2) Geologa de yacimientos El Crudo y el Gas Natural son mezclas de productos qumicamente complejos, compuestos principalmente de hidrocarburos parannficos. Son frecuentemente un constituyente de las rocas sedimentarias principalmente marinas fluviales y en general es un mineral que se forma en las cuencas de sedimentos. Las rocas que conforman los yacimientos son generalmente de origen sedimentario. Sin embargo, el Petrleo y el Gas se encuentran ocasionalmente en rocas gneas. Las rocas sedimentarias que contienen gas y petrleo pueden dividirse en dos clases: detrticas y qumicas. Los sedimentos detrticos o clsticos provienen de la desintegracin de las rocas gneas y metamrficas o de otras rocas sedimentarias, lo que ocurre por medio de un proceso de meteorizacin, erosin, transporte a una cuenca de sedimentacin y precipitacin selectiva en tiempo y lugar (arenas y lutitas). Los sedimentos qumicos pueden formarse como resultado de dos procesos: desarrollo orgnico y precipitacin, procesos por el cual se han formado la mayora de los carbonatos (calizas dolomitas), o por evaporacin del agua del mar en cuencas cerradas, lo que resulta en la formacin de evaporitas, sal, anhidridita y yeso.

El volumen de Petrleo o Gas acumulado, es funcin de diferentes variables geolgicas: capacidad de gnesis de los sedimentos, volumen de sedimentos-madre, caractersticas fsicas y volumen de las rocas-almacn, dimensiones y caractersticas de las trampas, comportamiento dinmico, actual y pasado de los fluidos en los terrenos y evolucin geolgica regional.

3.3) Explotacin petrolfera Las limitaciones en la bsqueda de hidrocarburos, estn marcadas en funcin de la geologa regional, del conocimiento de las condiciones generales de yacimiento de petrleo y de los lugares ms favorables para su acumulacin. Slo despus de la perforacin de un pozo, se sabr realmente si existe o no, un yacimiento de hidrocarburos. Existen dos caractersticas importantes en la exploracin geolgica de superficie: Reconocer la presencia y determinar la naturaleza de las facies favorables para la gnesis y acumulacin de hidrocarburos y fijar su posicin en la serie sedimentaria. Es lo que se puede agrupar bajo el apartado de bsquedas estratigrficas.

Descubrir y localizar las trampas, determinando con la mayor precisin posible, su geometra. Son principalmente, los estudios estructurales. 3.4) Parmetros petrofsicos La comprensin de las caractersticas bsicas de las rocas es fundamental en la evaluacin de una formacin que contiene cantidades comerciales de Gas o Petrleo.Estas formaciones productivas o yacimientos tienen varios parmetros o caractersticas comunes.

La mayor parte de las rocas productivas son de origen sedimentario y stas se dividen en:

Clsticas: arena y lutitas. Carbonatos: calizas y dolomitas. Las rocas clsticas estn compuestas de fragmentos o partculas de minerales, rocas o conchas, como consecuencia de la meteorizacin, erosin y transporte. Estos Fragmentos se depositan en cuencas marinas junto con fragmentos de origen orgnico. Las rocas clsticas productivas se caracterizan por ser arenas o slice de grano fino. Hay otras clsticas productivas como los conglomerados. La presencia de arcilla o lutitas en las arenas de un yacimiento clstico es un parmetro que debe considerarse, ya que afectan las caractersticas de la formacin y su vez pueden ocasionar interpretaciones falsas en las lecturas de los registros. Los carbonatos estn expuestos por calizas o dolomitas. La matriz o cemento de estas rocas se depositan directamente del agua marina o es extrada de ella por organismos vivientes. La evaluacin de las rocas productivas o potencialmente productivas requiere del estudio de tres parmetros principales:

Porosidad (). Permeabilidad (K). Saturacin de fluidos (Sw, So, Sg). La saturacin de un fluido en una roca es la relacin entre el volumen de fluido en los poros y el volumen total de los poros. La saturacin es expresada en porcentaje o fraccin. 3.5) Evaluacin petrofsica El estudio petrofsico se inicia con anlisis y control de calidad de los datos de perfiles existentes para detectar y corregir problemas con los datos o para recalibrar algunos perfiles. Se pasa luego a una fase de edicin y normalizacin. Este procedimiento est basado en aplicaciones estadsticas y permite incorporar datos viejos a la caracterizacin de yacimientos.La fase siguiente consiste en zonificar los pozos segn el modelo estratigrfico generado en el proyecto para delimitar verticalmente los intervalos y extrapolar algunos parmetros, basados en el origen y ambiente sedimentario comn. Luego se realiza la correlacin ncleo-perfil con el fin de obtener relaciones para porosidades, volumen de arcillas, exponentes de saturacin, coeficientes de cementacin, entre otros, que permiten ajustar los valores de los perfiles a los obtenidos de los ncleos y extrapolar estas relaciones a los pozos sin datos de ncleos. Luego se procede a determinar las diferentes petrofacies existentes en cada zona, mediante parmetros de porosidad, permeabilidad, tamao de la garganta de los poros, tamao de grano, entre otros, y junto con los datos de ncleo, y/o perfiles, se trata de establecer una comparacin entre ellos para definir las facies del modelo sedimentlogico.

Al realizar un anlisis petrofsico se debe considerar una serie de parmetros, los cuales, de acuerdo al uso para los clculos, se pueden clasificar de la siguiente manera: Parmetros fijos: son aquellos invariables en el clculo petrofsico referente a la arena limpia de agua, arena que se observa con poco o nada de arcillosidad y baja resistividad y capa de arcilla adyacente al intervalo de arena a estudiar. Estos parmetros permanecen constantes y se emplean para corregir las caractersticas petrofsicas obtenibles en la arena de estudio. Parmetros variables: Son aquellos que determinan las variaciones en caractersticas y propiedades petrofsicas de la arena en estudio. Estos parmetros son fundamentales en el anlisis petrofsico y se determina luego de haber seleccionado la arena en intervalos considerados de inters. Los parmetros variables son: Porosidad, Densidad, Porosidad Neutrn, Volumen de arcilla, Resistividad verdadera. 4) Modelo dinmico Consiste en realizar un estudio del comportamiento de produccin del yacimiento, para esto es necesario tener la informacin geolgica, datos de presin, datos petrofsicos, datos de produccin, anlisis PVT que representen el comportamiento de los fluidos del yacimiento.4.1) Caracterizacin de yacimiento La primera fase de una caracterizacin es el diagnostico, donde se debe tener en cuenta como primera instancia el objetivo y el alcance del mismo, dependiendo del propsito, complejidad y el tiempo requerido. Una vez definido el objetivo y tomando en cuenta las caractersticas y tipo de yacimiento se deben realizar anlisis de los datos disponibles y compararlo con el objetivo que se desea desarrollar, incluyendo la problemtica planteada y determinando si la cantidad y calidad de los datos es suficiente para caracterizarlo.El estudio integrado de un yacimiento no puede comenzar hasta no haber recopilado la mayor informacin posible sobre el mismo y sobre todo una concepcin slida y clara de l, que le permita realizar una evaluacin confiable y as obtener un excelente plan de explotacin y un alto recobro al menos costo. Para lograr esto se necesita de datos petrofsicos, historia de presin y produccin, estudios geolgicos previos, anlisis PVT, entre otros. As como tambin los programas o herramientas de trabajo que hacen ms fcil la prediccin futura del comportamiento del yacimiento con un alto nivel de confiabilidad.Uno de los aspectos ms importantes dentro del proceso de caracterizacin de yacimientos es la fusin de los datos. A diferencia de la integracin, la fusin implica la creacin de parmetros cuantificables que identifiquen un aspecto particular, a partir de datos provenientes de diferentes fuentes. La caracterizacin de un yacimiento es un proceso de amplia base cientfica en cual son aplicados diversos conocimientos sobre ingeniera para as interpretar lgicamente todos sus datos y caractersticas mediante herramientas y tcnicas modernas. La definicin involucra la determinacin de la extensin areal, espesor, lmites, buzamiento y dems condiciones de deposicin geolgica del yacimiento. Por su parte la evaluacin est relacionada con la determinacin de las propiedades de las rocas y los fluidos y su variacin a travs del yacimiento, barreras, fracturas, etc., y otros factores que puedan afectar el flujo. Una definicin y evaluacin temprana de un yacimiento son requisitos bsicos para una ingeniera efectiva mediante un programa coordinado de evaluacin temprana de un yacimiento son requisitos bsicos para ingeniera efectiva mediante un programa coordinado de evaluacin (supervisores, gelogos, ingenieros). Al ingeniero debe permitrsele obtener los datos necesarios para evaluar al yacimiento y debe participar en las decisiones de operaciones con respecto al mismo. El trabajo de ingeniero es obtener, lo mismo que interpretar los pasos necesarios para evaluar el yacimiento Una vez que se ha realizado la definicin y evaluacin, se cuenta con una poderosa herramienta para predecir el comportamiento futuro de un yacimiento con alto nivel de confiabilidad. Una ingeniera de yacimiento efectiva debe suministrar rpida informacin que permita un control adecuado del yacimiento. El ingeniero de yacimiento no solamente debe utilizar la informacin geologa los dato de la pruebas realizadas a los pozos para estimar las reservas, sino que tambin debe identificar el mecanismo de produccin predominante en el yacimiento, predecir su comportamiento y disear un plan de explotacin apropiado para el yacimiento en estudio, con la finalidad de obtener una alta produccin.El ingeniero de yacimiento tambin predice, para comparar y determinar el mtodo ms eficiente de produccin, el comportamiento y el recobro esperado del yacimiento bajo condiciones establecidas. La aplicacin de una ingeniera efectiva requiere obtener un comportamiento probable del yacimiento bajo todos los posibles mtodos de operacin y luego controlar su comportamiento para obtener un beneficio ptimo. Esto, requiere decisiones de operacin antes que el comportamiento del yacimiento sea evidente. No suficiente para el ingeniero determinar el estado de salud del yacimiento y luego mejorarlo; para ser efectivo, desde mantenerle la salud desde el inicio.4.2) Modelo Petrofsico Su objetivo es analizar y controlar la calidad de los datos de perfiles existentes para detectar y corregir problemas con los datos algunos perfiles. Se pasa luego a una fase de edicin y normalizacin, incluyendo la de perfiles viejos. Este procedimiento est basado en aplicaciones estadsticas y permite reutilizar e incorporar datos viejos a la caracterizacin de yacimientos.La fase siguiente consiste en zonificar los pozos segn el modelo estratigrfico generado en el proyecto para delimitar verticalmente los intervalos y extrapolar algunos parmetros, basados en el origen y ambiente sedimentario comn.Luego se realiza la correlacin ncleo-perfil con el fin de obtener relaciones para porosidades, volumen de arcillas, exponente de saturacin, coeficiente de cementacin, etc. ( , Vcl, n, m), que permitan ajustar los valores de los perfiles a los obtenidos de los ncleos y extrapolar estas relaciones a los pozos sin datos de ncleos. A continuacin se procede a determinar las diferentes petrofacies existentes en cada zona, mediante parmetros como (, K, tamao de garganta de poros, tamao de grano, entre otros), y utilizando datos de ncleos y/o de perfiles y tratando de establecer una comparacin entre ellos y las definiciones de facies del modelo sedimentolgico.4.3.-Modelo dinmico de Fluidos Su objetivo es definir los tipos y condiciones de los fluidos en el yacimiento, su distribucin y la forma como se mueven. Comienza con el anlisis de los datos dinmicos: Dato PVT, composicin, permeabilidades relativas, presiones capilares e historias de produccin, inyeccin, y presin.La interpretacin de esta informacin permite definir las condiciones y distribucin inicial de los fluidos, los mecanismos de produccin, eficiencia de extraccin y las reservas totales. Una vez establecidas las condiciones dinmicas de los fluidos (PVT) y su relacin con la roca (Kr), debe procederse al Balance de Materiales. Este balance permite determinar los volmenes de hidrocarburos originales en sitio en el yacimiento.5) Clasificacin de los yacimientos de hidrocarburos Los yacimientos de hidrocarburos pueden clasificarse de acuerdo a los siguientes criterios: Geologa. Mecanismo de Produccin. Fluidos que contienen. 5.1) Segn el criterio geolgico Estratigrficos: Son yacimientos cuya geometra es el resultado de cambios en la litologa, estos cambios se representan a travs de lentes de arena, cambios de facies, caliza o dolomitas porosas, sellos asfalticos, cambios de permeabilidad y otros. Estructurales: Son yacimientos cuya geometra se debe a procesos post-deposicionales que modifican la configuracin especial de la roca reservorio, ejemplo de estos son: fracturas en calizas, discordancia, fallamientos en areniscas, anticlinales, sinclinales, domos, entre otros. Combinacin de Ambos: Son yacimientos cuya geometra presenta lmites tanto estratigrficos como estructurales. La mayora de los yacimientos venezolanos son de este tipo. 5.2) De acuerdo al mecanismo de produccin Se conoce como mecanismo de produccin al proceso en el cual los fluidos del yacimiento son movidos a travs del medio poroso hacia el fondo del pozo. Existen cuatro mecanismos de produccin, y en general en los yacimientos predominan uno o dos aunque en muchos yacimientos actan los cuatros mecanismos simultneamente.

Durante la vida del yacimiento el predominio de un mecanismo puede cambiar por otro en forma natural o artificialmente.

Segn el mecanismo de produccin predominante en un yacimiento stos se clasifican en:5.2.1) Empuje por expansin de los fluidos y de la roca:

Este mecanismo est presente en todos los yacimientos, pero es ms importante en yacimiento donde la presin es mayor a la presin de saturacin, (presin de roco para el caso de yacimiento de gas condensado y presin de burbujeo para el caso de yacimiento de petrleo) y, por lo tanto todos los componentes de los hidrocarburos se encuentran en una sola fase, en fase liquida los crudos y en fase gaseosa el gas condensado. Cuando se perfora un pozo en estos yacimientos, la produccin de los lquidos favorece una reduccin de presin que, a su vez, genera una expansin de los lquidos hidrocarburos y del agua del yacimiento. Conjuntamente ocurrir una reduccin del volumen poroso al mantenerse constante la presin o el peso de los estratos suprayacentes y reducirse la presin en los poros debido a la produccin de los fluidos. Este mecanismo se caracteriza por:

La presin del yacimiento declina rpidamente durante el tiempo que este mecanismo se comporta dominante. Hasta que se alcanza la presin de burbujeo o de roco, la Relacin Gas Petrole y la Relacin Gas Condensado de los pozos del yacimiento es similar a la Razn Gas Disuelto (Rsi) y Razn Gas Condensado Inicial (RGCI) respectivamente. Compactacin de la roca que produce reduccin del volumen poroso. 5.2.2) Empuje hidrulico Se produce cuando la disminucin de la presin del yacimiento, origina la expansin de un acufero adyacente al mismo. El empuje puede ser activo o parcial, segn sea el reemplazo volumtrico de fluido del acufero, y lateral y de fondo, segn la posicin en la estructura del yacimiento. La efectividad de este mecanismo depende del tamao del acufero y la permeabilidad de la roca del yacimiento. Para un efectivo empuje hidrulico se necesitan acuferos de gran tamao y una permeabilidad adecuada para que exista rpida comunicacin entre yacimiento y acufero, como se observa en la Figura 3. Este mecanismo se caracteriza por:

Rpida declinacin inicial en la presin, pero esa declinacin se hace cada vez menor con la produccin. La tasa de produccin de lquidos hidrocarburos disminuye lentamente, pero en forma continua y a su vez la produccin de agua aumenta. Los factores de Recobro estn entre 40 y 60 %.

Figura. N 3. Desplazamiento Hidrulico.

5.2.3) Empuje por gas en solucin Es el mecanismo de produccin ms corriente y generalmente contribuye a la produccin de la mayora de los yacimientos. Ocurre cuando los fluidos del yacimiento se encuentran en una sola fase o en dos fases uniformemente distribuidas, a medida que se produce dicho yacimiento ocurre una disminucin de presin, la cual origina una expansin de los fluidos liberndose los hidrocarburos livianos disueltos en el petrleo o gas condensado y ocupando el lugar del fluido producido, como se observa en la Figura 4. Sus principales indicadores son la rpida declinacin de la presin y de la tasa de produccin.

Figura. N 4. Desplazamiento por Gas en Solucin.

5.2.4) Empuje por expansin de capa de gas Ocurre en yacimientos saturados, cuyos fluidos (petrleo y gas) no estn uniformemente distribuidos y la presin es igual a la de burbujeo del crudo. Bajo estas condiciones existir una capa de gas encima de la zona de hidrocarburos ms pesados, la cual se expandir desplazando los hidrocarburos ms pesados hacia los pozos productores, Como se muestra en la Figura 5. El factor de recobro por este mtodo se encuentra entre 25 y 30 %, sin embargo su efectividad se reduce a medida que se produce gas en forma descontrolada. Se caracteriza por una baja declinacin de la presin del yacimiento y de la produccin.

Figura. N 5. Desplazamiento por Capa Gas.5.2.5) Empuje por gravedad Este tipo de empuje es caracterstico de yacimientos que presentan un alto grado de buzamiento, esto favorece el flujo en contracorriente mediante el cual el gas migra hacia la parte alta de la estructura y el petrleo hacia la parte baja, por razones de diferencia de densidades. La ubicacin de los fluidos en la formacin se muestra en la Figura 6.

Figura. N 6. Desplazamiento por Segregacin Gravitacional.5.2.6) Empuje combinado

Esto ocurre cuando se ponen en manifiesto dos o ms mecanismos de produccin de los descritos anteriormente. Una vez identificado el tipo de yacimiento y el mecanismo de produccin predominante en el medio poroso, el ingeniero de yacimiento debe seleccionar el mtodo de produccin de acuerdo a la energa predominante en el yacimiento y siguiendo un control estricto sobre el comportamiento de la produccin, debe aprovechar al mximo dicho mecanismo de expulsin para recuperar la mayor cantidad posible de hidrocarburo.

La informacin comnmente utilizada por el ingeniero de yacimientos para evaluar las distintas acumulaciones de hidrocarburos es la siguiente:

Pruebas de Produccin y DST. Anlisis de Ncleos. Anlisis de Fluidos (PVT): Historia de Produccin de Condensado, Gas y Agua. Declinacin de Presin. Pruebas de Restauracin de Presin (Build-Up).

De estos anlisis se puede predecir el comportamiento futuro del yacimiento, estimar las reservas a recuperar, planificar su desarrollo y finalmente seleccionar los posibles mtodos de Recuperacin Secundaria aplicables para mejorar el recobro final como son: Inyeccin de Agua, Gas, Emulsiones, Polmeros, Vapor de Agua, etc.

5.3) En base a los hidrocarburos que contienen Los parmetros que se consideran de utilidad en esta clasificacin pueden dividirse en dos grupos:

Aquellos que se miden en el campo durante las pruebas de produccin: presin, temperatura, relacin gas-petrleo (o condensado), gravedad API y color del lquido del tanque, etc. Aquellos que se obtienen en el laboratorio usando muestras representativas y simulando el comportamiento de los fluidos durante el agotamiento de presin. Dependiendo del estado en que se encuentre la mezcla de hidrocarburos en los yacimientos de lquido. 5.3.1) Petrleo negro Consiste de una amplia variedad de especies qumicas que incluyen molculas grandes, pesadas y no voltiles. El punto crtico est localizado hacia la pendiente de la curva. Las lneas (iso-volumtricas o de calidad) estn uniformemente espaciadas y tienen un rango de temperatura amplio. Los primeros crudos de este tipo fueron de color negro, de all su nombre. Tambin se le llama crudo de bajo encogimiento o crudo ordinario. Estos crudos tienen GOR 1000 pcs/STB, el cual se incrementa por debajo del punto de burbuja. Bo 2 y API 45 y el contenido de C7+ mayor o igual a 30 %, ver Fig. 7. Las temperaturas del yacimiento son menores de 250 F. La gravedad decrece lentamente con el tiempo hasta bien avanzada la vida del yacimiento donde vuelve a incrementarse ligeramente. Este crudo es normalmente negro (compuestos pesados) aunque pude ser marrn o verduzco.

Figura. N 7. C7+ en los fluidos, % mol

5.3.2) Petrleo voltil.

El rango de temperatura es ms pequeo que en petrleo negro. La temperatura crtica, Tcr, es tambin menor que en crudos negros y est cerca de la temperatura del yacimiento, TR (Tcr > TR). Las lneas de calidad no estn igualmente espaciadas y estn desplazadas hacia arriba hacia el punto de burbuja. Una pequea reduccin en presin por debajo del punto de burbuja causa una liberacin enorme de gas.

Hasta un 50 % de estos crudos puede convertirse en gas en el yacimiento cuando la presin cae unos cientos psi debajo del punto de burbuja. Estos tambin se llaman crudos de alta encogimiento o crudos cercanos al punto crtico. La Ecuacin de Balance de Materia (EBM) de petrleo negro no trabaja en estos casos. El punto de divisin entre crudo voltil y negro es arbitrario, pero se toma como referencia la tolerancia de la EBM. Bo > 2, 1000 60 y se incrementa a medida que la presin cae por debajo de la presin de roco. El lquido es ligeramente colorado, marrn, anaranjado, verduzco o transparente. Tambin se les llama condensados. Ver Fig. 9a.

Figura N 9a. Diagrama de fases para el gas retrgrado

Figura N 9b. Produccin de condensado y GOR en un pozo colombiano

Figura N 9c.Variacin en el porcentaje de C7+ de acuerdo a la relacin gas petrleo inicial (Condensados)

5.2.4) Gas hmedo. Todo el diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos con molculas predominantemente pequeas yacen debajo de la temperatura del yacimiento. La lnea de presin no entra la envolvente y por tanto no se forma lquido en el yacimiento, pero si en superficie (dos fases). La gravedad, mayor de 60 API, de los lquidos es similar a la de los gases retrgrados. La gravedad se mantiene constante y el color de los lquidos es transparente. GOR > 15000 pcs/STB y permanece constante durante toda la vida del yacimiento. Se producen menos de 60 STB crudo por cada milln de pies cbicos normales de gas. Ver Fig. 10a y 10b.

Figura N 10a. Diagrama de fases para el gas hmedo5

Figura N 10b. Variacin en el porcentaje de C7+ de acuerdo a la relacin gas petrleo inicial (gas hmedo)5.2.5) Gas seco. Est formado principalmente por metano y algunos intermedios. El diagrama de fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosa tanto en superficie como en el yacimiento. No hay presencia de lquidos ni en yacimiento ni superficie. Sin embargo, a temperaturas criognicas, menores de 50 F, se puede obtener fluidos de estos gases. La EBM puede aplicarse tanto a gas como gases hmedos para determinar gas original in-situ y predecir reservas de gas. Ver Fig. 11a.

Figura N 11a. Diagrama de fases para el gas seco5.2.6) Asfaltnicos. En estos yacimientos, las condiciones iniciales del yacimiento estn muy por encima y a la izquierda del punto crtico. El rango de temperatura es bastante amplio. Estos no se vaporizan ni tiene punto crtico. Ver Fig. 11b. Cuando la presin del yacimiento localiza a ste en la zona de una sola fase, normalmente la composicin se mantiene constante. Sin embargo, cuando la presin localiza al yacimiento por debajo de la envolvente, el gas puede producirse ms fcilmente y la relacin gas-petrleo no se mantiene causando un consecuente cambio del punto de burbuja y un desplazamiento del diagrama de fases. Caso tpico ocurre en un yacimiento de condensado retrgrado. Al pasar por el punto de roco la condensacin toma lugar y el lquido queda atrapado dentro de los poros de la roca, luego el producto en superficie tendr menos contenido lquido y como consecuencia se incrementa el GOR. Una vez el punto de roco se alcanza, la composicin del fluido cambia y la envolvente se desplaza a la derecha lo que agrava la prdida de lquido en los poros.

Las Figs. 11b y 11.c, ilustran la caracterizacin de los fluidos del yacimiento.

Figura N 11b. Clasificacin de los yacimientos de acuerdo al estado de los fluidos

Figura N 11c. Comportamiento de fases de diferentes mezclas con diferentes proporciones de los mismos hidrocarburos

6) Mtodos para el clculo y evaluacin de reservas Los objetivos fundamentales de la ingeniera de yacimientos son grandes rasgos, la estimacin de los fluidos originales en sitio POES, GCOES, GOES y COES, el clculo del porcentaje de recobro (% R), la prediccin del comportamiento futuro de produccin y el anlisis de alternativas para mejorar recobros.

Las herramientas utilizadas para hacer los estudios de yacimientos estn basadas en la mecnica que rige el flujo de fluidos a travs de medios porosos, en comportamiento termodinmico de los fluidos del yacimiento (expansin, compresin cambios de fases, etc.) y en la mecnica de las rocas del yacimiento (comprensibilidad de la formacin, compactacin, etc.)El clculo de reservas y la prediccin del comportamiento del yacimiento se pueden hacer por los siguientes mtodos.

Mtodo volumtrico. Balance de materiales. Curvas de declinacin. Simulacin Numrica. 6.1) Mtodo volumtrico Este mtodo permite la estimacin de fluidos originalmente en sitio, a partir de la determinacin del volumen de roca que conforma el yacimiento, la capacidad de almacenamiento de la roca y la fraccin de hidrocarburos presentes en los poros de dicha roca. Debido a que estos parmetros son determinados a partir de los pozos del yacimiento, y estos representan slo una pequea parte del mismo, los promedios obtenidos presentan una cierta dosis de incertidumbre, por lo que se habla de estimacin de reservas. El mtodo volumtrico permite estimar: GCOES, GOES, COES y POES, y luego las reservas multiplicando los volmenes de fluido en sitio por un factor de recobro obtenido por correlaciones.

6.1.1) TIPOS DE PRODUCCIONES O RECOBROS:

Se consideran tres tipos de recobro en la etapa de vida de un yacimiento, a saber:

Produccin primaria: El pozo/yacimiento produce por energa propia o flujo natural

Produccin secundaria: Se introduce energa externa al sistema. Esta comprende el levantamiento artificial e inyeccin de agua fra

Produccin terciaria: Adems de energa, el fluido o la roca sufre un cambio en sus propiedades. En este grupo se consideran: la inyeccin de agua caliente, gas, qumicos, combustin in-situ, etc.

6.1.2) ECUACIONES VOLUMTRICAS

El mtodo volumtrico para el clculo de petrleo original se hace a travs de:

Para aplicar el mtodo volumtrico se requiere conoce la porosidad, la saturacin inicial de agua, el volumen total del yacimiento y los factores volumtricos. La constante resulta de 43560 (ft2/acre)/5.615 ft3/bbl.

A est en acres, N es el aceite original in-situ, OOIP, en BF y es la porosidad en fraccin. El gas original encontrado en solucin se calcula mediante la ecuacin:

G est dado en pcn, gi est dado en bbl/pcn y h est dado en pies (intervalo de gas)

6.2) Balance de materiales En ausencia de una data volumtrica confiable, la cantidad de petrleo o gas en sitio puede algunas veces pueden ser determinada mediante el balance de materiales. El estimado realizado a partir de balance de materiales es funcin de la produccin, mientras que los estimados volumtricos son determinados a partir de los mapas de arena neta, los cuales muchas veces no toman en consideracin el efecto de la discontinuidad de las arenas en produccin . La diferencia entre ambos mtodos da una idea del grado de discontinuidad de un yacimiento en particular. Este mtodo est basado en la premisa de que el volumen poroso del yacimiento permanece constante o cambia de una manera predecible con la presin del yacimiento cuando los fluidos (petrleo, gas y/o agua) son producidos. Esto hace posible igualar la expansin de los fluidos del yacimiento al espacio vaco causado por la produccin de petrleo, gas, agua menos el influjo de agua. Para una aplicacin de este mtodo se requiere de una historia precisa de las presiones promedios del yacimiento, as como tambin de una confiable data de produccin de petrleo, gas, agua y datos PVT de los fluidos del yacimiento.6.2.1) Las suposiciones de este mtodo son: 1. El yacimiento es considerado como un tanque, y por esto es visto como un modelo de dimensin cero.

2. Las propiedades de los fluidos y las rocas se consideran uniformes.

3. Las presiones y las saturaciones se distribuyen en forma continua.

4. Cualquier cambio en presin y saturacin se distribuyen en forma instantnea en el yacimiento. 6.2.2) Ecuacin General de Balance de Materia para Yacimientos de PetrleoNormalmente est escrita en bases volumtricas: los hidrocarburos iniciales = hidrocarburos remanentes + agua que ha intruido El yacimiento es considerado un tanque con cero dimensiones.

Herramienta simple - si se necesitan ms respuestas se recurre a un mtodo ms sofisticado.

La Fig. 12 muestra un tanque (yacimiento) con capa de gas a condiciones iniciales. All, m es el tamao de la capa de gas, sta se obtiene a partir de registros, datos de corazones, datos de completamiento, presiones de fondo y mapas estructurales. Tambin se ha presentado una disminucin en el volumen poroso disponible a hidrocarburos causados por expansin de roca y fluido.

La ecuacin de balance de materia puede escribirse como:

El volumen original de hidrocarburos + volumen remanente de hidrocarburos + el volumen de agua intruida desde un acufero + la reduccin del volumen poroso debido a la expansin de roca y fluido

Figura N 12. Esquema del balance de materia en yacimientos de petrleo.La ecuacin de balance de materia se expresa en unidades de yacimiento. Los trminos que en ella intervienen se definen como sigue:

Np = Petrleo producido, BF

N = Petrleo original in-situ, BF

G = Gas inicial en el yacimiento

m = Tamao inicial de la capa de gas o volumen inicial de la capa de gas/volumen de la zona de petrleo (N)

Np = Petrleo producido acumulado, BF

Gp = Gas producido acumulado, pcn

Wp = Agua producido acumulado, BF

Rp = Relacin gas-petrleo acumulada, Gp/Np, pcn /BF

Rs = Relacin gas-petrleo, pcn/BF

o, w = Factor volumtrico de formacin del petrleo y del agua, bbl/BF

g = Factor volumtrico de formacin del gas, bbl/pcn

We = Intrusin acumulada de agua, BF

Sw = Saturacin de agua, fraccin

cw, co, cg = Compresibilidad del agua, del petrleo y de gas, 1/psi

cf = Compresibilidad del volumen poroso, 1/psi

P = Presin esttica del yacimiento, psia

P = Pi - P

i = inicial

Capa de gas original expandida = mN *oi*g / gi, bbl Petrleo remanente = (N - Np) o, bbl Gas neto liberado = Gas liberado - gas libre producido gas liberado = N (Rsi - Rs)g, bbl gas libre producido = Np (Rp - Rs) g, bbl Gas en solucin producido = Np Rs, bbl Gas neto liberado = N (Rsi - Rs)g - Np (Rp - Rs) g, bbl Volumen hidrocarburos remanentes =

(N - Np)o + mNoi (g/gi) + N (Rsi - Rs) g Np (Rp - Rs) g, bbl Intrusin neta de agua = (We - Wp) w Agrupando los trminos con N al lado izquierdo y con Np al lado derecho, se tiene:

6.2.3) LINEALIZACIN DE LA ECUACIN DE BALANCE DE MATERIA

MEDIANTE EL MTODO DE HAVLENA Y ODEHHavlena y Odeh, clasifican los trminos de la ecuacin de balance de materia dependiendo si son extracciones, F, o expansiones, E, a saber: Expansin de aceite y gas libre:

Expansin de la capa de gas:

Expansin de la capa de roca y fluido:

Reemplazando estos trminos en la ecuacin de balance de materia, se tiene:

Havlena y Odeh consideraron los siguientes casos:

1- CASO: m = 0, We = 0, Cw,f = 0

Figura N 13a. Ecuacin de Havlena y Odeh Caso 1

F = N Eo

Al graficar F vs. Eo debera dar una recta que pasa por el origen. Fig. 13a. Este es el tratamiento ms indicado para arrancar un anlisis. Si el grfico no es lineal se est definiendo la existencia de otro mecanismo de produccin.

2) CASO: m0, pero cf,w = 0 y We = 0. Un grfico de este tipo se muestra en la Fig.13b.

F = N(Eo + mEg )

Figura N 13b. Ecuacin de Havlena y Odeh Caso 2

3) CASO: We existe, pero m y cf,w valen cero (yacimiento subsaturado)

4) CASO: We existe, pero m 0 y cf,w = 0 (yacimiento saturado)Este caso se presenta cuando el acufero no es muy activo, pero se asume que tanto m como N se conocen. De modo que:

Figura N 13c. Ecuacin de Havlena y Odeh Caso 4

6.3) Simulacin numrica Consiste en la construccin y operacin de un modelo numrico, cuyo comportamiento reproduzca las condiciones del yacimiento. Este modelo numrico simula un sistema fsico a travs de un conjunto de ecuaciones de observacin de masa y/o energa que describen adecuadamente el significado de los procesos que tienen lugar en el yacimiento.Es una herramienta de gran utilidad para estimar reservas de hidrocarburos y determinar los mtodos a usar para optimizar el recobro de un yacimiento. En este proceso, el ingeniero de yacimiento, incluye un conjunto de factores para describir con cierta precisin el comportamiento de procesos fsicos que ocurren en un yacimiento integrndolos simultneamente. Esto se logra a travs de modelos matemticos que poseen un conjunto de ecuaciones las cuales simulan el comportamiento termodinmico de sistema y envuelven el uso de ecuaciones de flujo es obtenida de cada nodo del mallado. Los parmetros dependientes obtenidos para cada nodo del mallado representan el valor promedio para el elemento. Un simulador numrico puede ser usado para modelar cualquier yacimiento. Los datos de entrada para el simulador describen un modelo nico para un yacimiento en particular.

7) Reservas Las reservas son volmenes de hidrocarburos presentes en los yacimientos que pueden ser recuperados econmicamente. Ellos constituyen el capital de la industria por lo tanto es importante su clasificacin en trminos de la seguridad que se tenga de su experiencia. 7.1) Clasificacin de reservas Existen diversos criterios que pueden usarse para clasificar las reservas. Sin embargo dada la relacin de propiedad de los yacimientos que mantiene el estado venezolano, se tomara la clasificacin establecida por el Ministerio de Energa y Minas, el cual clasifica las reservas de acuerdo al grado de certidumbre que se tenga de ellas.De acuerdo a este criterio, las reservas se clasifican en:

7.1.1) Reservas probadas Se consideran reservas probadas el volumen de hidrocarburos contenido en yacimientos, los cuales hayan sido constatados mediante pruebas de produccin y que segn la informacin geolgica y de ingeniera de yacimientos disponible, puedan ser producidos comercialmente.

Dentro de esta categora se incluyen:

Aquellas reservas contenidas en yacimientos con produccin comercial o donde se hayan realizado con xito pruebas de produccin o de formacin. Las reservas contenidas en yacimientos delimitados estructural y estratigrficamente y/o por contactos de fluidos. Las reservas contenidas en el reas adyacentes a las ya perforadas cuando existe una razonable certeza de produccin comercial.

Los volmenes producibles de reas no perforadas, situadas entre yacimientos conocidos, donde las condiciones geolgicas y de ingeniera indiquen continuidad.

Los volmenes adicionales producibles de yacimientos con proyectos comerciales de recuperacin suplementaria (inyeccin de gas, inyeccin de agua, mantenimiento de presin, recuperacin trmica u otros).

Los volmenes adicionales provenientes de proyectos de recuperacin suplementaria cuando el estudio de geologa e ingeniera que sustenta el proyecto est basado en un proyecto piloto con xito o en una respuesta favorable a un proyecto experimental instalado en ese yacimiento.

En ciertas ocasiones, los volmenes producibles de pozo en donde el anlisis de ncleos y/o perfiles indican que pertenecen a un yacimiento anlogo a otros que estn produciendo del mismo horizonte, o que han demostrado su capacidad productora a travs de pruebas de formacin.

7.1.2) Reservas probables Las reservas probables son aquellos volmenes contenidos en reas donde la informacin geolgica y de ingeniera indica, desde el punto de vista de recuperacin, un grado menor de certeza comparado con el de las reservas probadas.

Dentro de esta categora se incluyen:

Los volmenes que podran recuperarse de yacimientos que han sido atravesados por pozos en los cuales no se han efectuado pruebas de produccin, y las caractersticas de los perfiles indican con razonable certeza la probabilidad de su existencia. Los volmenes que podran recuperarse a una distancia razonable, ms all del rea probada de yacimientos productores, donde no se ha determinado el contacto agua-petrleo y donde el limite probado se ha establecido en funcin del pozo estructuralmente ms abajo.

Los volmenes que pudieran contener las reas adyacentes a yacimientos conocidos, pero separados de estos por fallas sellantes, siempre que en dichas reas haya razonable certeza de tener condiciones geolgicas favorables para la acumulacin.

Los volmenes estimados en estudios de geologa y de ingeniera realizados o que estn en proceso, donde el juicio tcnico indica, con menor certeza que en el caso de reservas probadas, podran recuperarse de yacimientos probados si se aplicaran procedimientos comprobados de recuperacin suplementaria. Los volmenes adicionales a las reservas probadas de un yacimiento que resulten de la reinterpretacin de sus parmetros, su comportamiento o cambios en el patrn de desarrollo (modificacin del espaciamiento, perforacin horizontal, etc.).

7.1.3) Reservas posibles Las reservas posibles son aquellos volmenes contenidos en reas donde la informacin geolgica y de ingeniera indica, desde el punto de vista de su recuperacin, un grado menor de certeza comparado con el de las reservas probables.

Dentro de esta categora se incluyen:

Los volmenes sustentados por pruebas de produccin o de formacin que no pueden ser producidos debido a las condiciones econmicas en el momento de la estimacin, pero que seran rentables al utilizar condiciones econmica futuras razonablemente ciertas.

Los volmenes que podran existir en formaciones con perfiles de pozo o ncleo de formacin con caractersticas que presentan un alto grado de incertidumbre. Los volmenes que podran existir en reas donde la interpretacin de la informacin geofsica y geolgica indica la existencia de una estructura mayor que la incluida dentro de los lmites de reservas probadas y probables, y donde la perforacin de pozos adicionales fuera del rea probada o probable ofrece menor certeza de resultados positivos. Los volmenes que podran existir en segmentos fallados no probados, adyacentes a yacimientos probados, donde existe duda razonable sobre si ese segmento contiene volumen recuperable. Los volmenes adicionales asociados a yacimientos cuyas caractersticas geolgicas y de fluidos indican posibilidad de xito de ser sometidos a mtodos de recuperacin suplementaria.

Los volmenes adicionales a las reservas probadas o probables que se estiman recuperar debido a la reinterpretacin de parmetros de yacimiento, un posible mejor comportamiento, cambio en el patrn de desarrollo (espaciamiento, perforacin horizontal, etc.). 8) Usos de Correlaciones:8.1) Propiedades PVT

Consiste en determinar en el laboratorio una serie de propiedades fsicas de un fluido en el yacimiento (petrleo, agua o gas) que relacionan presin, volumen y temperatura. Un paso previo a un buen anlisis PVT, consiste en la obtencin de una muestra representativa del yacimiento que est a las condiciones de presin y temperatura del mismo. A ste respecto existen normas muy detalladas y compaas especializadas para tomarlas de acuerdo al tipo de fluido que se debe muestrear.

Un anlisis PVT es costoso y muchas veces se trata de yacimientos viejos que no poseen sta informacin o muy nuevos que todava no han sido evaluados. Por stas razones se han desarrollado una serie de ecuaciones o Correlaciones empricas que permitan determinar las propiedades de los fluidos del yacimiento. A continuacin se presentan las principales caractersticas del gas y el petrleo y las Correlaciones ms usadas en su determinacin. En general, el PVT se refiere al conjunto de propiedades de volumen medidas a una presin y temperatura determinada. Estas propiedades son factor volumtrico de formacin del petrleo, que es funcin de la presin del yacimiento, del factor volumtrico y de la compresibilidad del crudo, factores volumtricos del gas y el agua., gas disuelto en crudo que es funcin de la gravedad del crudo, temperatura, presin y gravedad del gas. La viscosidad del crudo es funcin de la Temperatura, presin y gas disuelto. El factor volumtrico bifsico, t = o + (Rsi Rs) g. La compresibilidad del crudo es funcin de P, API, T y g. La compresibilidad del agua es funcin del gas disuelto en agua y la concentracin de cloruro de sodio dado en parte por milln, ppm.

Figura N 14. PVT para el aceite

Expresando las cantidades conocidas en superficie, la constante universal de los gases y reagrupando todo ello en una constante llamada cte, se tiene:

De acuerdo a las unidades de medida, se tienen las siguientes constantes:

8.2) Presin del punto de burbuja:Se denota como Pb. Es la presin a la cual la primera burbuja de gas comienza a liberarse del petrleo. Tambin es llamada presin de saturacin. Cada yacimiento tiene su presin de burbuja particular. La presin del punto de burbuja se determina en funcin de la temperatura, la gravedad especfica del gas, g, la gravedad especfica del petrleo, o, y la cantidad de gas disuelto en el crudo, Rs. La correlacin de Standing fue obtenida en 105 experimentos, utilizando petrleos de California. El promedio de error de la correlacin fue aplicado a los datos usados para desarrollar el mtodo y result ser 4,8 % a una presin de 106 psi. El rango de datos utilizados para desarrollar el mtodo se da en la tabla 3.1. Los gases involucrados en el desarrollo del mtodo no contenan Hidrgeno ni Sulfuro de Hidrgeno. Alguno de los gases contena Dixido de Carbono en cantidades insignificantes. La correlacin podr aplicarse a otros petrleos teniendo en cuenta que las caractersticas de los petrleos y el gas sean similares a las usadas para desarrollar el mtodo. Fuera de ste rango se incurre en un margen de error. La correlacin de Standing, matemticamente se expresa como:

Esta ecuacin graficada en papel doblemente logartmico es una lnea recta. El rango de aplicacin de la correlacin de Standing es:

Base de datos: 22 mezclas de gas natural/aceite, de crudos de California. 105 presiones en el punto de burbuja determinada experimentalmente. Error promedio 4.8 %.8.3) Gas en SolucinSe denota como Rs. Tambin se le denomina solubilidad del gas en petrleo, razn gas disuelto y relacin gas petrleo, RGP (en ingls GOR). Se define como la cantidad de gas medido a condiciones de superficie, que se disuelven en un barril de petrleo, tambin medido a condiciones de superficie. Los factores que afectan la solubilidad del gas en el petrleo, Rs, son:

Presin, al aumentar la presin, aumenta Rs

Temperatura, al aumentar la temperatura, disminuye Rs API, al aumentar la gravedad API, aumenta RsEl gas en solucin, Rs, se calcula en funcin de la presin, temperatura, gravedad API y gravedad especfica del gas, g. Si la presin es mayor o igual que la presin del punto de burbuja, se obtiene el Rs en el punto de burbuja (Rsb). Por encima de la presin de Burbuja, el Rs es constante e igual a Rsb. La correlacin de Standing para determinar Rsb o Rs es:

Base de datos: 105 datos experimentales de 22 diferentes crudos y mezclas de gases naturales de crudos de California. Error promedio 4.8 %.

8.4) Factor de compresibilidad del petrleo

Se denota como co. Cuando la presin es mayor que la presin del punto de burbuja, el petrleo en el yacimiento tiene todo el gas en solucin. Cuando se aplica presin en exceso a ste sistema, el lquido sufre una disminucin no lineal en su volumen que depende de la temperatura y composicin del petrleo. Esa pequea variacin en el volumen es lo que se conoce como factor de compresibilidad del petrleo, que es muy significativa en clculos de Ingeniera de Yacimientos aunque en las dems ciencias se desprecia tal factor debido a la poca compresibilidad (en algunos casos ninguna) de los lquidos. La correlacin de Vsquez y Beggs es un medio excelente para obtener valor de la compresibilidad del petrleo. Vsquez y Beggs usaron aproximadamente 2.000 medidas experimentales de compresibilidad de los petrleos en ms de 600 crudos diferentes para desarrollar una correlacin en funcin de Rsb, TF, g, API y presin. La correlacin obtenida por Vsquez y Beggs fue:

8.5) Factor volumtrico de formacin del petrleo

Se denota por Bo o o. Se define como el volumen de petrleo (ms su gas en solucin) en el yacimiento, requerido para producir un barril de petrleo medido a condiciones de superficie. Por ejemplo, o = 1.5 B/BF significa que para tener un barril de petrleo en superficie (Barril Fiscal, BF) se requiere 1.5 barriles de petrleo en el yacimiento. Lgicamente, el valor de o ser mayor de la unidad debido al gas que entra en solucin. De otro modo, al pasar el petrleo de yacimiento a superficie sufre disminucin en presin y temperatura y ocurre liberacin de gas presente en el lquido (petrleo). Este proceso conduce a una merma del volumen de petrleo del yacimiento al pasar a superficie. El o se calcula en funcin de Rs, API, g y temperatura. La correlacin de Standing3 para determinar o en petrleos saturados, matemticamente se expresa como:

8.6) Densidad del Aceite en el Punto De Burbuja

Correlacin de Calhoun

Esta correlacin se puede usar para calcular la densidad del aceite a presiones P < Pb, haciendo Bob igual Bo y Rsb igual a Rs.

8.7) Densidad del Aceite por Debajo del Punto de Burbuja

Correlacin de Pelaez etal

Rsp es a relacin gas en solucin-aceite en el separador, scf/STB

Base de datos: Se utilizaron un total de 177 PVT disponibles de crudos colombianos. Error absoluto mximo: 3.15%

8.8) Densidad del Aceite por Encima del Punto de BurbujaLa siguiente ecuacin se obtiene por integracin de la definicin de compresibilidad:

8.9) Factor volumtrico total

Se denota por Bt o t. Es un factor que representa el volumen de petrleo en el yacimiento a determinada presin y temperatura de la unidad volumtrica de petrleo a condiciones normales ms su gas disuelto. El volumen en el yacimiento estar formado por petrleo saturado con gas (a las condiciones de yacimiento) ms gas libre. Matemticamente, el factor volumtrico total, t, se evala mediante la siguiente frmula:

8.10) Viscosidad del petrleoSe denota como o. Se define como la medida de la resistencia del petrleo al flujo. Es usualmente medida en centipoises, cp, (gr/cm*seg). La resistencia al flujo es causada por friccin interna generada cuando las molculas del fluido tratan de desplazarse unas sobre otras. Los valores de o se requieren a diferentes presiones, tanto en Ingeniera de Yacimientos como en Ingeniera de Produccin. Si se dispone de un anlisis PVT las medidas de la viscosidad se reportan a la presin y temperatura del yacimiento y a diferentes presiones. No obstante, a medida que el fluido fluye a superficie su temperatura disminuye, lo que involucra la necesidad de corregir la viscosidad para cambios de temperatura, mediante Correlaciones empricas. Los principales factores de inters en Ingeniera de Petrleos que afectan o son: La composicin del petrleo, la temperatura, el gas disuelto y la presin. La o aumenta cuando disminuye la API y tambin aumenta con un decremento en la temperatura. El efecto del gas disuelto es alivianar el petrleo y por tanto disminuir su viscosidad. Mientras exista un incremento en la presin sobre un petrleo subsaturado, su viscosidad se incrementar. El mtodo ms comn de obtener la viscosidad del petrleo, o, consiste en evaluar la propiedad para petrleo muerto (petrleo sin gas disuelto) para luego corregirla por efectos del gas disuelto. Para sistemas saturados se utilizan la correlacin de Beggs y Robinson desarrollada con ms de 2000 mediciones de viscosidad, usando 600 muestras distintas de petrleo. El rango de variables de los datos usados se da a continuacin:

La correlacin de Beggs y Robinson1 para determinar la viscosidad del petrleo muerto, od, es:

La ecuacin para corregir la viscosidad por efecto del gas disuelto es:

Para evaluar la viscosidad de petrleos subsaturados se utiliza la correlacin de Vsquez y Beggs la cual es una extensin de Beggs y Robinson.

(Ecuacin 6.1)

(Ecuacin 6.2)

(Ecuacin 6.3)

(Ecuacin 6.5)

(Ecuacin 6.4)

(Ecuacin 6.6)

(Ecuacin 6.7)

(Ecuacin 6.8)

(Ecuacin 6.9)

(Ecuacin 6.10)

(Ecuacin 6.11)

(Ecuacin 6.12)

(Ecuacin 6.13)

(Ecuacin 6.14)

(Ecuacin 6.15)

(Ecuacin 6.16)

(Ecuacin 6.17)

(Ecuacin 8.1)

(Ecuacin 8.3)

(Ecuacin 8.2)

(Ecuacin 8.4)

(Ecuacin 8.5)

(Ecuacin 8.6)

(Ecuacin 8.7)

(Ecuacin 8.8)

(Ecuacin 8.9)

(Ecuacin 8.10)

(Ecuacin 8.11)

(Ecuacin 8.12)

(Ecuacin 8.13)

(Ecuacin 8.14)