Yacimientos de Gas Condensado

1. Porosidad La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca (la propiedad inversa a la porosidad es la compacidad). Matemáticamente: φ= porosidad Vp = volumen poroso Vt = volumen total De acuerdo a la interconexión del volumen poroso, la porosidad se define en porosidades absoluta, efectiva y no efectiva. 1.1. Clasificación de la porosidad Durante el proceso de sedimentación y mitificación, algunos de los poros que se desarrollaron inicialmente pudieron sufrir aislamiento debido a varios procesos diagenéticos o catagénicos tales como cementación y compactación. Por ende, existirán poros interconectados y otros aislados. Esto conlleva a clasificar la porosidad en absoluta y efectiva dependiendo de que espacios porales se miden durante la determinación del volumen de estos espacios porosos. 1.1.1. Porosidad absoluta Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca esté o no interconectado. Esta propiedad es la que normalmente

El procedimiento permite predecir el comportamiento por agotamiento natural de un yacimiento saturado. Se fundamenta bajo las siguientes premisas Los cálculos se hacen en base a una unidad de petróleo originalmente en sitio. No existe capa de gas libre. m=0 No hay intrusión de agua. We=0 La ecuación de balance de materiales queda de la siguiente forma Siendo Procedimiento del método Seleccionar un grupo de presiones y que cada presión seleccionada contenga el requisito de la información PVT Estimación por tanteo de la relación gas petróleo total instantánea a la presión final Evaluación de y para un nivel posterior de tiempo Producción estimada durante un periodo de presiones Producción acumulada Saturación de petróleo al finalizar el periodo de presión Permeabilidades relativas al finalizar el periodo de presión Relación de viscosidades al finalizar el periodo de presión Relación gas petróleo total instantánea calculada para una presión inferior Relación gas petróleo total promedio ca

Este tipo de declinación es común en yacimientos que producen principalmente por segregación gravitacional. Como se observó anteriormente, la declinación armónica es una variante de la declinación hiperbólica, esto es cuando n es igual a 1. Las ecuaciones para producción cumulativa de la declinación hiperbólica ya que se obtiene cero. Luego se debe ir a la definición inicial para derivar las ecuaciones. Cuando n = 1, y la tasa de declinación, a, es proporcional a la tasa, q, la rata de declinación, a, puede expresarse como una función de las tasas de flujo y de la declinación inicial, ai, como (q/qi)ai. Puesto que: Como: Entonces: No existen curvas tipo para declinación armónica debido a que ésta ocurre muy esporádicamente.

Esta considera que la tasa de declinación varía con el tiempo. Es buena para yacimientos que producen por gas en solución. Esta técnica es muy tediosa ya que consume mucho tiempo. La tasa de declinación varía de la siguiente manera: Donde n es un número comprendido entre cero y 1. Si n = 0 entonces a = ai y se tiene el caso de la declinación exponencial. Si n es 1 a este tipo de declinación se le conoce como armónica. Separando variables: De igual forma: Entonces:

Este tipo de curva de declinación parece ser la más usada por los ingenieros de yacimientos, por su facilidad, e incluso cuando se sabe de antemano que la declinación hiperbólica describe mejor las características de la mayoría de los pozos. Es definida por una función exponencial. A partir de la ecuación de la tasa de declinación, separando variables e integrando de 0 a t y de qi a q se tiene: No necesariamente al principio se observa un comportamiento recto. Este tipo de declinación es buena para periodos cortos de tiempo. La producción acumulada se estima utilizando una tasa de declinación constante. Para un período de tiempo t1,t2 se tiene:

Analizar curvas de declinación parece ser una de las técnicas que menos atención ofrece ya que ellas se aplican siempre. Sin embargo, para hacer predicciones del yacimiento debería emplearse dichos análisis. El típico análisis consiste en graficar datos de producción contra tiempo en papel semilog e intentar ajustar estos datos con una recta la cual se extrapola hacia el futuro. Las reservas se calculan con base en una tasa de producción promedia anual. Por muchos años, un gráfico de q vs. t para muchos pozos puede extrapolarse. La declinación hiperbólica da mejores resultados. Sin embargo, puesto que es más difícil se prefiere la armónica. Además la diferencia entre una y otra curva, con el tiempo, no es muy significativa. La tasa de declinación, a, es el cambio fraccional de la rata con el tiempo; La tasa de declinación convencional se define como: Y se relacionan mutuamente como:

El método ha sido aplicado en varios formatos. Sin embargo, el más común y presentado en este curso es el desarrollado por Tracy.Es un método de tanteo que considera el comportamiento de la relación gas/petróleo total instantánea al final de cada periodo de presión sometido a estudio. En base a ese valor de RGP se computa el volumen de petróleo producido durante el periodo de presión. Además de las suposiciones generales comunes a los tres métodos, el método de Tarner esta fundamentado en las siguientes suposiciones especificas: Los cálculos se hacen con N=1 BNP Bajo estas condiciones Np representa la fraccion del petroleo extraido del volumen original en sitio. No existe capa de gas al comienzo del calculo, aunque el petróleo esta saturado de gas, luego m=0. Se desprecia la intrusión de agua (We =0) y en consecuencia tampoco hay producción de agua (Wp=0). EBM en el formato de Tracy Tracy (1955) Sugirió que la EBM puede ser escrita y expresada en función de tres parámetros PVT. Despej

En la industria petrolera las reservas de hidrocarburos son: el activo esencial de la empresa, el inventario básico del negocio. Por esta razón, las decisiones que gobiernan: las políticas de la compañía, la planificación de las inversiones y los programas de las actividades funcionales. Dependen exclusivamente del: volumen y calidad de sus hidrocarburos. Las reservas son los volúmenes de hidrocarburos recuperables de las acumulaciones, descubiertas o no, que se encuentran, o se espera en un área determinada. Las condiciones en las cuales se encuentran las acumulaciones de hidrocarburos y el tamaño de las mismas, presentan implicaciones económicas muy precisas. Por tanto, es necesaria una clasificación de las reservas de hidrocarburos en función de su grado de certidumbre y atractivo económico. Desde el punto de vista de ingeniería las reservas de petroleo y gas son las fracciones recuperables de los volúmenes de hidrocarburos original en sitio. Clasificación según el grado de incerti

Existen otras aplicaciones de la ecuación de balance de materiales que tratan sobre la planificación de la explotación del yacimiento. Al predecir el comportamiento futuro del yacimiento se desea conocer la magnitud de la presión que existe a medida que se produce. Las características futuras del yacimiento van a determinar la planificación de las estaciones de flujo y el equipo de levantamiento artificial requerido. Entre los métodos que existen para determinar el comportamiento de los yacimientos por balance de materiales se tiene: 1) Método de Pirson 2) Método de Tarner 3) Método de Muskat Estos métodos solo son aplicables para yacimientos que producen por agotamiento natural, partiendo de una presión de burbuja, sin capa de gas y sin influjo de agua. Las premisas son las siguientes: El yacimiento es uniforme en cuanto a porosidad, saturación de los fluidos y permeabilidad relativa, en todo momento. No se toman en cuenta las fuerzas se segregación por gravedad como mecanismo de prod