Porcentaje De Recobro

PORCENTAJE DE RECOBRO

El recobro de hidrocarburos en un yacimiento es función de muchas variables que influyen de manera significativa en la cantidad de hidrocarburo que se pueda recuperar, todo se ve influenciado principalmente por la temperatura y la presión a la que se encuentra el yacimiento.

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.

Viscosidad y Gravedad API

El factor de recobro disminuye al aumentar la viscosidad debido que al aumentar la viscosidad el fluido tiende a moverse mas lento. El recobro se incrementa a medida que se incrementa la gravedad API hasta 40 °API y despues disminuye. Los petróleos con mayor gravedad API tienen más contracción. Los yacimientos con mas de 500 psi y solubilidades de gas mayores a 100 ft3/STB, tienen recobros que dependen mas del movimiento de los fluidos que de la energía del yacimiento.

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 vacio para permitir la formación de la saturación de gas crítica.

Forma de las curvas de permeabilidades relativas

Para casos donde la saturación de gas crítica es cero no hay mínimo en el GOR (Gas Oil Relation). 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.

Saturación de agua connata

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

Presencia y formación de capa de gas

la capa de gas se expande a medida que se produce petroleo del yacimiento, se apreciara que a medida que se reduce la presion en la zona petrolifera, el gas tienda a expandirse y desplaza

Tasa y metodo de inyección de gas

Esto se hace principalmente para mantenimiento de la presión. Una tasa exagerada permite que no haya equilibrio.iquido hacia las zonas de menor presion, donde ocurre la producción.

Espaciamiento entre pozos

A mayor espaciamiento mayor eficiencia de expulsión y mayor recobro. El gas debe 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.

Tasas 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 histeresis de vaporización y la consecuente pérdida de recobro.

Gradiente de la saturación de gas en procesos de inyección

Al inyectar gas, este 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.

Volatilidad del crudo en el yacimiento

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

BALANCE DE MATERIAL COMPOSICIONAL

La ecuación de balance de materia convencional (MBE) trabaja bien para reservorios de gas seco y para reservorios de petróleo. Sin embargo, si el fluido del reservorio es petróleo volátil o un gas condensado, puede ocurrir un gran error debido a que no se están tomando en cuenta los efectos composicionales.

La ecuación de balance composicional de materia, puede trabajar con todos los tipos de fluidos del reservorio, aun así se manipula el reservorio como un modelo de tanque ignorando los efectos de la permeabilidad relativa.

Las limitaciones de la ecuación de balance de materia convencional son:

1. Existen dos componentes hidrocarburos, el petróleo y el gas.

2. El gas en superficie puede ser disuelto en las fases de petróleo y gas (Rs)

3. El petróleo no puede ser volatilizado hacia la fase de gas.

4. Loes efectos composicionales son ignorados y las propiedades como Rs, Bg y Bo solo dependen de la presión y temperatura.

Algunos fenómenos que ocurren en el reservorio son:

1. A medida que la presión declina por debajo del punto de rocío en los reservorios de gas condensado, se descarga líquido dentro del espacio poroso del reservorio.

2. Las correlaciones para la viscosidad del gas seco, no pueden producir la variación de viscosidad de un gas condensado debido a los efectos composicionales.

3. Los reservorios de gas condensado y petróleo volátil producen petróleo destilado a partir de la fase de vapor producida.

4. A medida que la composición de los hidrocarburos llega a ser rica en componentes intermedios (C4 – C8) el Rs, Bg y Bo llegan a ser más dependientes de las composición, en adición de la presión y temperatura.

Los puntos 1 y 3 indican que el petróleo en superficie esta también disuelto en la fase de gas. El concepto utilizado es tratar con todos los fluidos del reservorio que toman en cuenta el llamado petróleo volátil (petróleo disuelto

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