Yacimientos

Diagrama de fases

Los elementos químicos y las sustancias formadas por ellos salvo algunas excepciones, pueden existir en tres estados diferentes: sólido, líquido y gaseoso en dependencia de las condiciones de presión y temperatura en las que se encuentren y esto se debe básicamente a las fuerzas intermoleculares. El diagrama que representa el tránsito entre estos estados, se conoce como diagrama de fases.

El dibujo representa el diagrama de fases de un sustancia.

En los ejes están representados los valores de presión y temperatura y las tres curvas AB, BD y BC, la frontera entre los diferentes estados.

Si el punto de presión y temperatura en que está la sustancia cae en alguna de las áreas señaladas como sólido, líquido o gas, ese será su estado para esas condiciones. Veamos:

Si consideramos que la presión a que está la sustancia es P, entonces para temperaturas menores que T₁ será sólida, para temperaturas entre T₁ y T₂ será líquida y por encima de T₂ gaseosa. Si este punto coincide con alguna de las curvas, coexistirán en equilibrio ambos estados, así si está sobre AB la sustancias será parcialmente sólida y parcialmente gaseosa, si está sobre BD será parcialmente líquida y parcialmente sólida y sobre BC lo mismo entre los estados líquido y gaseoso.

En el diagrama están señalados además dos puntos particularmente importantes:

Punto triple

En este punto en la sustancia coexisten en equilibrio los tres estados, está parcialmente solida, parcialmente líquida y parcialmente gaseosa. Obsérvese que para valores de presión o temperatura mas bajas que el punto triple la sustancia en cuestión no puede existir en estado líquido y solo puede pasar desde sólido a gaseoso en un proceso conocido como sublimación.

Punto crítico

El punto C indica el valor máximo de temperatura en el que pueden coexistir en equilibrio dos fases, y se denomina punto crítico. Representa la temperatura máxima a la cual se puede licuar el gas simplemente aumentando la presión. Gases a temperaturas por encima de la temperatura del punto crítico no pueden ser licuados por mucho que se aumente las presión. En otras palabras, por encima del punto crítico, la sustancia solo puede existir como gas.

Punto de ebullición

El punto de ebullición de una sustancia, es aquel valor de temperatura para el cual coexisten en equilibrio, los estados líquido y gaseoso a determinada presión. Los diferentes puntos de ebullición para las diferentes presiones corresponderían a la curva BC.

Punto de fusión

El punto de fusión de una sustancia, es aquel valor de temperatura para el cual coexisten en equilibrio, los estados líquido y sólido a determinada presión. Los diferentes puntos de fusión para las diferentes presiones corresponderían a la curva BD.

Mecanismo de empuje:

El mecanismo de empuje del yacimiento es el que aporta la energía que mueve el hidrocarburo localizado en un tanque del yacimiento hacia el pozo mientras es extraído. Existen cinco mecanismos de empuje comunes como lo es el empuje de agua el cual se clasifica en fuerte y parcial, expansión del gas, gas en solución, empuje de roca (Compactación) y segregación gravitacional. Un tipo usualmente prevalece, aunque diferentes tipos de empujes pueden ocurrir en combinación.

Un análisis de las curvas de declinación de producción proporciona una buena indicación del mecanismo de empuje dominante.

Empuje De Agua

En este tipo de reservorio no existe capa de gas, por lo tanto la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo. El agua del acuífero invade al reservorio originando una intrusión o influjo el cual permite que expandas y desplace el petróleo o gas que se encuentra en la parte invadida desde el yacimiento hacia el hoyo mientras la presión cae.

*Dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio de petróleo, los reservorios por empuje de agua se denominan:

• Reservorios por empuje de fondo, en la cual la formación es usualmente de gran espesor con suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede moverse verticalmente. En este tipo de reservorios la conificación puede convertirse en un gran problema.

• Reservorios por empuje lateral, en la cual el agua se mueve hacia el reservorio desde los lados.

*Este mecanismo se clasifica en:

• Empuje De Agua fuerte: Este mecanismo existe solo donde el acuífero es de calidad igual o mayor que el yacimiento y tiene un volumen al menos 10 veces mayor al del yacimiento o está conectada a una recarga superficial. Este tipo de empuje es mucho más efectivo en yacimientos de petróleo que de gas.

• Empuje De Agua Parcial: Este tipo de empuje resulta donde un acuífero tiene una calidad más baja en términos de geometría de poros o tiene un volumen limitado, y se produce una expansión limitada de agua. Cuando disminuye el aporte de agua, la tasa de producción de Hidrocarburos cae más rápido que en un yacimiento con fuerte empuje de agua y se reduce el recobro.

*Algunos indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua son:

• El hidrocarburo (petróleo o gas) está rodeado por agua.

• Debe existir suficiente permeabilidad para permitir el movimiento del agua (por lo menos 50 md).

• A medida que el tiempo transcurre, la producción de agua incrementa.

• El método de balance de materiales es el mejor indicador.

*Características el cual se puede predecir el tipo de empuje:

• La presión del reservorio permanece alta.

• La producción de agua aumenta gradualmente a rápidamente en la vía del yacimiento.

• El comportamiento del pozo fluye hasta que la producción de agua es excesiva.

• El GOR de superficie permanece bajo.

• RGP (relación gas-petróleo) es relativamente constante.

• Tiene un alto factor de recobro (>=50%).

• Declinación de producción y presión plana a gradual.

Expansión Del Gas

Para este tipo de reservorios se considera que la presión inicial del reservorio es exactamente igual a la presión del punto de burbuja. Esto ocurre debido a que en el transcurso del tiempo geológico, debe existir el equilibrio entre el petróleo y el gas. Con este tipo de empuje el petróleo esta manteniendo la máxima cantidad de gas en solución.

En yacimientos con poco o nulo empuje de agua, la expansión del gas frecuentemente proporciona la energía necesaria para mover los hidrocarburos al pozo a medida que se va reduciendo la presión del yacimiento por efecto de la producción. El gas libre en un yacimiento de gas o en la capa de gas de un yacimiento de petróleo se expande para reemplazar los hidrocarburos producidos. La presión cae en proporción al volumen de hidrocarburos removidos del yacimiento y la calidad del yacimiento. Estos yacimientos con este tipo de empujes tienen en su mayoría un acuífero limitado y una eficiencia de recuperación promedio del orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio.

*Las características de reservorio que originan que la expansión de una capa de gas recupere más petróleo son:

• Baja viscosidad del petróleo.

• Alta gravedad API del petróleo.

• Alta permeabilidad de la formación.

• Altorrelieve estructural.

• Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas.

• caída moderada en la presión del yacimiento.

• No hay producción de agua o es relativamente baja.

• declinación moderada de producción.

• RGP aumenta rápidamente en pozos altos estructuralmente.

• factor de recobro moderado (típicamente 30%).

Gas En Soluciòn

Este es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de todos los reservorios de petróleo del mundo. En un reservorio de Empuje por Gas en Solución no existe capa de gas o Empuje por Agua por lo tanto la energía para empujar al petróleo al hoyo puede ser proporcionada por la expansión del petróleo debido al gas expandiéndose en solución. Cuando la presión cae debajo del punto de burbuja en el yacimiento, se forman pequeñas y dispersas burbujas de gas en los poros, que también empujan al petróleo hacia el hoyo. A unos 5-10% de gas libre en el reservorio, las burbujas se unen y el gas se mueve hacia el hoyo como una fase fluyente separada. Cuando esto ocurre, la producción de crudo cae y la producción de gas aumenta rápidamente debido al aumento de la permeabilidad relativa al gas.

La presión inicial del reservorio está sobre o igual a la presión del punto de burbuja. Si asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del punto de burbuja, entonces la presión como consecuencia de la producción declinará rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante este periodo, todo el gas en el reservorio permanece en solución. Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del punto de burbuja, la producción adicional causará que esta decline por debajo del punto de burbuja con la consiguiente

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