Empuje por Gas en Solución de acuerdo al punto de burbujeo
Por encima del punto de burbujeo (petróleo subsaturado)
Para un yacimiento con mecanismo de gas en solución se asume que no existe una capa inicial de gas, por tanto m = 0, y que un acuífero pudiera ser relativamente pequeño en volumen y la intrusión de agua es despreciable. Adicionalmente, por encima del punto de burbujeo, Rs = Rsi = Rp, ya que todo el gas producido en la superficie debe estar disuelto en el petróleo dentro del yacimiento.
Bajo estas suposiciones, la ecuación de Balance de Materiales puede ser reducida a:
Np = Petróleo producido [BN].
Bo = Factor volumétrico del petróleo [BY/BN].
N = Petróleo original en sitio [BN].
Boi = Factor volumétrico del petróleo inicial [BY/BN].
Cw = Compresibilidad del agua [1/lpc].
Swc = Saturación de agua connata [fracción].
Cf = Compresibilidad de la formación [1/lpc].
𝛥p = Diferencial de presión [lpc].
El componente que describe la reducción del volumen poroso ocupado por hidrocarburos, debido a la expansión del agua connata y la reducción del volumen poroso, no puede ser despreciado para un yacimiento de petróleo subsaturado, ya que las compresibilidades Cw y Cf (compresibilidad del agua y compresibilidad de la formación) son generalmente del mismo orden de magnitud con respecto a la compresibilidad del petróleo. Esto último puede expresarse de la siguiente manera:
Dado que hay dos fluidos en el yacimiento, petróleo y agua connata, entonces la suma de las saturaciones del fluido deben ser igual al 100% del volumen poroso, o:
Y sustituyendo en la Ecuación 3, da la siguiente forma reducida de la ecuación de balance de materiales como:
Dado que la saturación convencionalmente se encuentra expresada como una fracción del volumen poroso, dividido por 1-Swc expresándose ellas como una fracción del volumen poroso ocupado por hidrocarburos.
Así la compresibilidad, como se encuentra definida en la Ecuación 7, debe ser usada en conjunto con el volumen poroso ocupado por hidrocarburo. La Ecuación 7 muestra como la ecuación de Balance de Materiales puede ser reducida a nada más que la básica definición de compresibilidad, en la cual NpBo = dV, la producción del yacimiento expresada como un drenaje subterráneo y NBoi = V, como el volumen poroso de hidrocarburos inicial.
Por debajo del punto de burbujeo (petróleo saturado)
Por debajo del punto de burbuja el gas va a ser liberado del petróleo saturado, y se desarrollará gas libre dentro del yacimiento. Para una primera aproximación, la compresibilidad de gas es Cg ≈ 1/p. Por tanto, en un yacimiento con una presión de burbuja de 3.330 lpc, la compresibilidad del gas será de 300x10⁻⁶ lpc⁻¹.
Por tanto el orden de magnitud de la compresibilidad del gas puede ser hasta 35 veces más grande que la compresibilidad del agua y la compresibilidad del poro, y que trae como resultado, que éstas dos últimas compresibilidades sean generalmente despreciables en la ecuación de Balance de Materiales. La manera en la cual el yacimiento ahora se comportará se describe:
1. Para un yacimiento de gas en solución por debajo del punto de burbujeo, se toma en consideración las siguientes premisas:
- m = 0, no existe capa de gas inicial.
- Intrusión de agua despreciable.
- El mecanismo de expansión del agua y reducción del volumen poroso es despreciable una vez que se desarrolla una cantidad significante de gas libre en el yacimiento.
Bajo estas condiciones, la ecuación de Balance de Materiales puede ser simplificada de acuerdo a la Ecuación 8:
Esto demuestra claramente que existe una relación inversa entre el factor de recobro y la relación gas petróleo producido acumulado, como se muestra en la Figura 2.
La conclusión que se puede extraer de la relación es que para obtener una alta recuperación, se debe mantener la mayor cantidad de gas posible en el yacimiento, lo que requiere que la relación acumulada de gas-petróleo se mantenga lo más baja posible. Manteniendo el gas en el yacimiento, la compresibilidad del sistema en el simple Balance de Materiales,
deberá ser grandemente incrementado por la presencia de gas y el término dV, la cual es la producción, será más grande para una caída de presión dada.
2. La saturación de gas libre en el yacimiento puede ser deducida de dos maneras, la más evidente es considerar un balance general de gas,
la cual en términos de parámetros básicos PVT puede ser evaluados a cualquier presión de yacimiento como:
y expresando esta como una saturación, la cual es convencionalmente requerida como una fracción del volumen poroso, se tiene
y,
Un método simple y más directo es considerando que:
por tanto,
La Ecuación 15 también se puede aplicar a condiciones de abandono.
Los medios prácticos para mantener el gas en el yacimiento por empuje por gas en solución no es obvia, una vez que el gas libre excede la saturación crítica para el flujo, el gas comenzará a producirse a cantidades desproporcionadas en comparación con la producción de petróleo, y en la mayoría de los casos, es poco lo que se puede hacer para evitar esta situación durante la fase de producción primaria.
En condiciones muy favorables, el petróleo y el gas se separarán y este último se moverá estructuralmente hacia arriba en el yacimiento. Este proceso de segregación por gravedad se basa en un alto grado de relieve estructural y una permeabilidad favorable para fluir en dirección ascendente. Reducir la producción de un pozo o cerrarlo temporalmente para permitir que se produzca la separación del gas y el petróleo, impactará muy poco en la reducción de la relación gas-petróleo.
Una historia de producción típica para un yacimiento con empuje por gas en solución bajo recobro primario se muestra en la Figura 3. Como se puede ver, la relación gas-petróleo instantánea o de producción R excede por mucho la Rsi, en presiones por debajo del punto de burbujeo, y lo mismo sucede para el valor de Rp.
La presión inicialmente disminuirá bruscamente por encima del punto de burbuja debido a la baja compresibilidad total del sistema del yacimiento, pero esta disminución se detendrá parcialmente una vez que el gas libre empiece a acumularse.
Conclusiones
El recobro primario para este tipo de yacimientos es bajo, y sólo podrá alcanzar hasta un 30% del petróleo original en sitio. Dos formas de mejorar el recobro primario son ilustradas en la Figura 4. El primero de estos métodos, la inyección de agua, es generalmente implementado en el mantenimiento de la presión por encima del punto de burbujeo, o por encima de una presión a la cual la saturación de gas excede el valor crítico para su movilidad.
Una de las ventajas de la implementación de la inyección de agua como proceso de recuperación secundaria es que si el desplazamiento es mantenido, o sólo por debajo de la presión de burbujeo, la relación gas-petróleo producido es constante y aproximadamente parecido al Rsi.
Hoy día, regulaciones concernientes a la disposición del gas están siendo más estrictas para muchas empresas operadoras, la cual se encuentran obligadas a reinyectar el gas de vuelta al yacimiento, tal como se muestra en la Figura 4. El gas es separado del petróleo y posteriormente inyectado a alta presión en un punto alto de la estructura del yacimiento, con el propósito de formar una capa de gas secundaria. Para lograr este beneficio, el yacimiento debe poseer una buena comunicación vertical (permeabilidad vertical) para que se pueda formar esta capa de gas. La producción de petróleo es tomado buzamiento abajo en el yacimiento, aprovechando la alta compresibilidad del gas que se expande, permitiendo un desplazamiento inmiscible del petróleo hacia los pozos productores.
El éxito económico de la inyección de agua y gas de reinyección depende de la recuperación adicional obtenida como resultado de los proyectos. La recuperación adicional de petróleo debe ser mayor que el costo de los pozos de inyección, el costo de las instalaciones de superficie (principalmente de agua) y costos de compresores (para el gas).
En muchos casos, para yacimientos pequeños, la inyección de agua o gas no es económicamente rentable, y se debe seguir explotando en yacimiento en función al mecanismo de gas en solución, así se afecte el factor de recobro final.
Muchas gracias por esta publicación. ¿Conoces quizás algún paper en donde se analice el equivalente al "bubble point death" pero en pozos convencionales?
ResponderEliminarHola Tomás! no tengo conocimiento, sin embargo en la página de Onepetro.org puede que consigas de ese tema en específico. Suerte!
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