Caso de estudio de factores que afectan el comportamiento de yacimientos

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Caso de estudio de los factores principales que afectan directamente el comportamiento de un yacimiento.

Laura Viridiana Filetes Chávez

Instituto Tecnológico Superior de Misantla

Caracterización estática de yacimientos

M.G. José de Jesús Ruiz Zamora

Misantla, Ver. A viernes 14 de septiembre de 2021

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índice

Introducción        3

Principales factores que afectan el comportamiento del yacimiento        4

Caso de estudio        13

Conclusión        16

Referencias        17

Introducción

Dentro de la industria petrolera, se llevan a cabo los ya conocidos métodos de identificación, perforación, extracción y transporte de hidrocarburo (aceite/gas y en algunos casos agua). Para que lo anteriormente mencionado se lleve a cabo, se realiza un amplio estudio sobre el comportamiento del yacimiento, ya que gracias a ello se pueden conocer los diferentes tipos de empuje natural que el yacimiento posee, los 5 mecanismos naturales de empuje mas conocidos son: empuje por casquete de gas, empuje de roca, empuje de agua, empuje de gas en solución, segregación gravitacional y combinado.

A raíz de esto, también ha surgido un gran inconveniente que afecta principalmente a los yacimientos, y esto es más conocido como “factores que afectan el comportamiento del yacimiento” ya que estos son considerados desde un aspecto exterior y en base a ello un conjunto de revisión mecánica del carácter del yacimiento.

Principales factores que afectan el comportamiento del yacimiento

Considerar cada uno de los detalles respectivamente al yacimiento, así como la forma en como este es manejado, viene siendo un factor que afecta el rendimiento del yacimiento. También si se establece un conjunto de circunstancias, algunos de los factores predominaran y prácticamente controlan el rendimiento, donde estos factores van a ser parte menor de cualquiera que sea la circunstancia. (Cortes, 2033)

Simplemente por conveniencia, se va a considerar en primer lugar las características del yacimiento más o menos fijas, y más tarde los factores influenciados por la operación técnica, teniendo en cuenta que esta última debe ser determinada por lo anterior, y por lo tanto en la práctica, el panorama debe ser visto en su totalidad. (Escobar, 2012)

Aquellos factores que afectan el comportamiento del yacimiento son:

Presión del yacimiento: La solubilidad el gas en el crudo es función de la presión. Se obtiene un aumento general en el recobro cuando la presión inicial es menor. Cuando la presión es más alta la curva de solubilidad alcanza un máximo al final debido a que se ha liberado una gran cantidad de gas para producir un barril de petróleo. Gran parte de la energía del yacimiento se desperdicia en la formación de canales de flujo de gas. La baja recuperación cuando la presión inicial es alta también se debe a una mayor contracción de petróleo al pasar a condiciones normales.

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Figura 1. Efecto de presión sobre el recobro, Presión de abandono de 14.7 psi.

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Figura 2. Efecto de presión sobre el recobro, Presión de abandono de 100 psi.

Viscosidad y gravedad API del aceite: El factor de recobro disminuye al aumentar la viscosidad.

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Figura 3. Efecto de viscosidad sobre el recobro.

Forma de las curvas de permeabilidades relativas. Para casos donde la saturación de gas crítica es cero no hay mínimo en el GOR. La existencia de una saturación de gas crítica contribuye a un mayor recobro. Cuando no hay saturación de gas crítica la solubilidad es mayor lo cual es adverso al recobro.

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Figura 4. Efecto de la curva de permeabilidades relativas sobre el recobro.

Gas en solución. A menor gas en solución mayor será el recobro de crudo. El crudo del yacimiento que contiene menor gas disuelto requiere una mayor contracción para tener una saturación de gas crítica además existe una mayor caída de presión en las primeras etapas de la vida del yacimiento.

El petróleo con mayor solubilidad se crea un vacío para permitir la formación de la saturación de gas crítica. El recobro se incrementa a medida que se incrementa la gravedad API hasta 40 °API y después disminuye. Los petróleos con mayor gravedad API tienen más contracción. Los yacimientos con más de 500 psi y solubilidades de gas mayores a 100 ft3 /STB, tienen recobros que dependen más del movimiento de los fluidos que de la energía del yacimiento.

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Figura 5. Efecto de la solubilidad sobre el recobro.

Saturación de agua connata. Cuando hay agua connata hay más recuperación ya que las curvas de permeabilidades relativas se desvían hacia la región de saturación baja de petróleo. En otras palabras, sin agua connata, el agua fluye más rápido.

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Figura 6. Efecto de la curva de permeabilidades relativas sobre el recobro.

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Figura 7. Efecto de la Swc sobre el recobro.

Volatilidad del crudo en el yacimiento. Cuando el crudo es de alta volatilidad, las proporciones relativas de líquido y vapor no son las mismas a condiciones de superficie y yacimiento. A mayor volatilidad menor recobro por la formación e bancos de gas.

Gradiente de la saturación de gas en procesos de inyección. Al inyectar gas, éste no se dispersa uniformemente en el yacimiento, sino que forma un gradiente de saturación, siendo la saturación de líquido mayor en la vecindad del pozo productor. Si este gradiente es muy alto perjudica el recobro de petróleo.

Ratas de producción de los fluidos y caída de presión. Un alto caudal trae como consecuencia una alta presión diferencial lo que impide el establecimiento de equilibrio en la vaporización quedando el petróleo sobresaturado de gas lo que causa histéresis de vaporización y la consecuente pérdida de recobro.

Espaciamiento entre pozos. A mayor espaciamiento mayor eficiencia de expulsión y mayor recobro. El gas de recorrer más camino.

Histéresis de vaporización del yacimiento. La histéresis es función de la presión. Al haber desequilibrio en las fases hay pérdida de recobro.

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Figura 8. Efecto de histéresis de vaporización sobre el recobro.

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Figura 9. Efecto de histéresis de vaporización sobre el recobro.

Presencia y formación de capa de gas. Cuando m pasa de 0 a 1, el recobro pasa de 37.6 a 45.5 (experimento).

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Figura 10. Efecto de la presencia de capa de gas sobre el recobro.

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Figura 11. Efecto de la presencia de capa de gas sobre el recobro.

Determinación de los factores del yacimiento que afectan la producción y el rendimiento

Cada trozo de información disponible en relación con el yacimiento es de valor para el ingeniero en el análisis de rendimiento de las reservas y la planificación de la explotación del yacimiento. Es evidente también que los obstáculos en el camino de la realización de tal conocimiento completo en la práctica son numerosos, y algunos son hasta ahora insuperables.

Análisis de núcleo: Aunque la información estructural disponible durante las etapas iniciales del desarrollo puede ser, el desarrollo exploratorio en una etapa temprana puede proporcionar los hechos esenciales. Las Características de pago de la zona se pueden obtener a partir de los primeros pozos, siempre que estén adecuadamente (de forma continua) sin núcleo a través de la zona productiva, y los análisis básicos completos se hacen en un número razonable de pozos clave. Los Dispositivos de registro eléctricos especiales se ejecutan en todos los pozos, y a través de la correlación, se obtienen datos que servirán para ampliar los análisis de la física real * de pozos clave a las áreas adyacentes.

Muestreo de fondo de pozo y mediciones de presión: En adición a la determinación del contenido de fluido del yacimiento por el muestro de núcleos, es también importante analizar las muestras de fondo de pozo obtenido por debajo de la presión existente. De algunas muestras podemos obtener información concierne al contenido de gas del aceite y sus valores de saturación debajo de la disminución de presión, los cuales son absolutamente esenciales para un correcto entendimiento de los rendimientos de los yacimientos. Por otra parte, en un campo de manejo de gas, una comparación de la relación gas-aceite del yacimiento con la relación producida proporciona una medida directa de la corriente la eficiencia operativa. De paso, cabría mencionar también que un cuidadoso análisis de gas desde un pozo aparentemente de una sola fase, junto con el conocimiento actual del equilibrio de fases en mezclas de hidrocarburos, puede servir para indicar condiciones de saturación que apuntan a la existencia de una zona de petróleo en los flancos de la estructura.

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