Mi segunda entrada

Universidad Central de Venezuela
Facultad de Ingeniería

Escuela de Petróleo
Asignatura: Ingeniería de Yacimientos II

Clase N° 1: En esta clase, el profesor explicó la clasificación de los distintos tipos de yacimientos; de gas y de petróleo, en base al diagrama de fases de mezclas de hidrocarburos, las pruebas de separación instantánea o flash y diferencial para una muestra de crudo y las pruebas de análisis PVT, que comprende una serie de relaciones entre los volúmenes de gas y petróleo a condiciones de yacimientos con respecto a los volúmenes obtenidos a condiciones de superficie, y el comportamiento de estos con respecto a la presión del sistema. Entre estos parámetros tenemos: el Factor Volumétrico de Formación de petróleo, el Factor Volumétrico de Formación del gas, el factor volumétrico de Formación total, la Relación gas en solución-petróleo o solubilidad del gas, la Relación gas-petróleo producido y el Factor de compresibilidad de un gas, estos parámetros son sólo para yacimientos de petróleo negro o de baja volatilidad (bajo encogimiento), cuyo volumen se reduce muy poco cuando hay grandes caídas de presión en el yacimiento. Para otros tipos de yacimientos no es válido una tabla de datos de análisis PVT ya que el volumen de petróleo varía constantemente al igual que su composición y se necesitaría una ecuación de estado para seguir punto a punto su comportamiento con lo cual se obtendría valores diferentes de cada propiedad.

Podemos conseguir dos tipos de yacimientos, saturados y subsaturados, ambos tienen una presión por debajo de la presión de burbujeo, pero se diferencian en que al disminuir la presión por debajo de su presión de burbuja, el primero libera el gas qeu esta en solución y el segundo no libera el gas ya que contiene la máxima cantidad de gas que pueda disolver y el gas sobrante puede ser suficiente para formar o no una capa de gas.

Definición de cada parámetro

1.- Factor volumétrico de Formación del petróleo (Bo): Se define como el volumen de barriles de petróleo junto con el volumen de gas que pueda disolver a las condiciones de P y T del yacimiento contenidos en un barril normal de petróleo a condiciones normales, es decir:

Gráfica Bo vs. P

Explicación: Cuando la presión del yacimiento es mayor que la de burbuja, el petróleo líquido se halla en fase subsaturada, es decir el gas se encuentra disuelto en el líquido y se expande progresivamente aumentando su volumen a medida que la presión va disminuyendo, por lo que el factor volumétrico de formación aumenta. Cuando la presión llega a la presión de burbuja se libera la primera cantidad infinitesimal de gas almacenándose en el espacio poroso de la roca y el líquido que se encuentra en el yacimiento comienza a disminuir su volumen ya que posee menos gas en solución y consecuentemente el factor volumétrico va disminuyendo.

2.- Factor volumétrico de Formación del gas (Bg): Se define como el factor que relaciona los pies cúbicos normales de gas a las condiciones de P y T del yacimiento con el volumen de la misma masa de gas a condiciones normales, el cual es expresado por las siguientes fórmulas:

Gráfica Bg vs. P

Explicación: A presiones por encima de la presión de burbuja, el volumen de gas en el yacimiento es mucho menor debido a que éste se encuentra disuelto en el líquido y a medida que la presión va disminuyendo el volumen de gas liberado aumenta, es decir a mayor presión menor es Bg y a menor presión mayor es Bg. Para determinar la presión de burbuja a través de este gráfico se ubica el comportamiento lineal de esta curva y se trazan dos rectas que pasen por la mayor cantidad de puntos reportados; el punto de intersección de ambas rectas corresponde a la presión de burbuja.

3.- Factor volumétrico de Formación total: Se define como los volúmenes de barriles de petróleo y gas libre a condiciones de P y T del yacimiento que están contenidos en un barril normal de petróleo a condiciones de superficie. Se calcula a través de la relación:

Gráfica Bt vs. P

Explicación: El comportamiento de Bt es igual que el de Bo para presiones por encima de la de burbuja ya que el Rs es igual al de Rs de burbuja. Por debajo de la presión de burbuja se comienza a liberar gas en el yacimiento por lo que la relación aumenta progresivamente ya que éste toma en cuenta el volumen de gas liberado, el cual es mucho mayor que el de líquido.

4.- Relación gas en solución-petróleo: Se define como los piés cúbicos normales de gas en solución en un barril normal de petróleo a una determinada presión y temperatura (14,7 lpc y 60 ºF), es decir:

Gráfica Rs vs. P

Explicación: El comportamiento es constante a presiones por encima de la presión de burbuja ya que el gas permanece en solución en el líquido. Cuando la presión cae por debajo de la de burbuja se comineza a liberar el gas disuelto dejando menor cantidad de gas en el líquido por lo que la relación comienza a disminuir linealmente con la presión. El Rs de burbuja es un factor constante que indica la presión a la cual se comienza a liberar el gas en solución.

5.- Relación gas-petróleo producido: Se define como los piés cúbicos normales de gas producido entre los barriles normales de petróleo a condiciones normales, como se muestra en la relación:

Gráfica Rp vs. P

Explicación: El Rp es constante a presiones por encima de la presión de burbuja debido a que el gas que no se puede disolver en el crudo forma una capa y permanece constante. Cuando la presión cae por debajo de la presión de burbuja se comienza a liberar el gas disuelto en el líquido produciéndose un mayor volumen de gas con una respectiva disminución del volumen de líquido, hasta que el gas alcanza la saturación crítica y forma una fase continua con el gas emtrampado en el yacimiento y las burbujas de gas que se encuentran en el crudo más alejado del pozo, y como el gas se mueve mas fácilmente que el líquido comienza a producirse un mayor volumen de gas en superficie hasta llegar a un punto en que el gas disuelto en el líquido comienza a agotarse y el volumen producido comienza a disminuir.

Observación: La gráfica se muestra invertida, ya que por lo general aparece así en los textos.

6.- factor de compresibilidad: Es un factor de corrección, adimensional, que se introduce en la ecuación de estado de gas ideal para modelar el comportamiento de los gases reales, los cuales se pueden comportar como gases ideales para condiciones de baja presión y alta temperatura, tomando como referencia los valores del punto crítico del gas. Si el valor de Z es igual a 1 esto indica que el gas se comporta como ideal. Si el valor de Z es mayor o menor que 1 el gas se comporta como un gas real. Mientras mas grande sea la desviación del valor de Z con respecto a 1, mayor es la desviación del comportamiento respecto al comportamiento ideal del gas. También se define como la proporción del volumen ideal del gas con su volumen real, es decir:

Gráfica z vs. P

Explicación: El factor de compresibilidad del gas disminuye a medida que la presión se acerca a la presión de burbuja debido a que el gas va ocupando un mayor volumen y aumenta a medida que la presión cae por debajo de la presión de burbuja el factor de compresibilidad aumenta debido a que el gas comienza a comportarse idealmente a condiciones normales obteniéndose un valor de z igual a 1.

Nota: Condiciones normales (P= 14,7 lpc y T= 60°F).

Bibliografía:

• Clases de Ingeniería de Yacimientos II. Profesor: Ángel Da Silva.
  

Mi primera presentación en esta página.

Universidad Central de Venezuela.
Facultad de Ingeniería.
Escuela de Petróleo.
Materia: Ingeniería de Yacimientos II.

Hola, mi nombre es Luis David Quevedo Albarrán, soy estudiante de la escuela de petróleo de la Facultad de Ingeniería de la UCV, curso el 7° semestre de Ingeniería de Petróleo. En esta oportunidad, voy a tener la tarea de editar blogs informativos acerca de la materia Ingeniería de Yacimientos II, presentaré toda la información vista en cada clase a través de un resumen que exponga los aspectos y puntos más resaltantes de cada tema. También incluiré cualquier información adicional de interés para los usuarios que visiten esta página.

Clase Introductoria: En esta clase, el profesor Ángel Da Silva presentó ante el grupo de alumnos que cursan esta asignatura la estrategia docente a desarrollar, el contenido programático de la materia, el plan de evaluación en donde se evaluará los resúmenes de cada clase que serán publicados en un blog creado por cada estudiante y el proyecto a entregar al final del semestre. Mostró a través de un video como crear y editar un blog para presentar el resumen correspondiente de cada clase y dio las indicaciones para crear un video donde se expondrá algún punto de interés de los temas vistos. Básicamente, el curso se trata sobre Balance de Materiales de yacimientos de gas y petróleo, empuje natural por agua y un tema opcional que es pruebas de presión.