Ingeniería de Yacimientos FCIVM -UAJMS

Ingeniería de Yacimientos FCIVM - UAJMS

ING. JOSE ERNESTO BAUTISTA RODAS 1

CAPITULO I

INGENIERÍA DE YACIMIENTOS

En los últimos años, la ciencia de la ingeniería de yacimientos petrolíferos ha

surgido como una rama altamente técnica y eficaz, bien definida como ingeniería

del petróleo. Hoy en día, son comunes las enormes inversiones para la

recuperación del petróleo y gas; basadas en estudios de yacimientos y

predicciones del comportamiento de los mismos.

Ingenieros de yacimientos y geólogos están explorando y desarrollando nuevos

métodos, conceptos y ecuaciones para calcular, con mayor precisión el

comportamiento de yacimientos, de manera que nos permita desarrollar y

producir campos de petróleo y gas en la forma de obtener una alta recuperación

racional y económica. Las herramientas del Ingeniero en Yacimientos son: La

geología del subsuelo, las matemáticas aplicadas y las leyes fundamentales de

física y química, que controlan el comportamiento de los estados líquido y

gaseoso, del petróleo crudo, gas natural y agua que se encuentran en las rocas del

yacimiento. El petróleo crudo, gas natural y agua, son fluidos de mayor interés

para los ingenieros petroleros; aunque, estos fluidos pueden presentarse como

sólidos o semisólidos; generalmente, a presiones y temperaturas bajas se

presentan en forma de parafina, hidratos de gas, hielo o crudos de alto punto de

flujo; en el yacimiento y en los pozos, tales sustancias se hallan como fluidos, en

estado líquido o gaseoso, o frecuentemente en ambos estados. Finalmente, la

ingeniería de yacimientos es de interés, a todo ingeniero petrolero, desde el

ingeniero de perforación, que planifica un programa de perforación, hasta el

ingeniero de corrosión que diseña la tubería de producción, para la vida

productiva de un pozo.

1.1. DEFINICIONES PREVIAS.

1.1.1.- INGENIERÍA DE YACIMIENTOS. Es el conjunto de

métodos, análisis y desarrollo práctico - científico tendiente a

lograr el mas completo conocimiento de las características de

los yacimientos de hidrocarburos, de su historial pasado y de

su comportamiento actual; estableciendo predicciones futuras

de producción en función a diversas alternativas de

explotación para lograr una óptima recuperación de petróleo

con un excelente rendimiento económico.



1.1.2.- FUNCIONES DE LA INGENIERIA DE YACIMIENTOS.

Comprende las siguientes funciones:

a) Evaluar y conocer las propiedades de la roca que constituye el

reservorio determinando en especial sus características petrofísicas

de porosidad ( ), saturación de fluidos (So, Sg, Sw), permeabilidad

(K), etc.

b) Conocer y evaluar los cambios y propiedades de los fluidos del

reservorio en función de la presión y temperatura. Las

determinaciones de PVT, factor de volumen, solubilidades,

viscosidades, etc.

c) Establecer el volumen de hidrocarburos (in – situ y recuperable) que

existen en el reservorio.

d) Determinar las condiciones y variaciones de la presión y temperatura

del yacimiento desde el inicio de su producción hasta el término de la

explotación.

e) Establecer la energía y sistema de explotación primaria que

predomina en el yacimiento, definiendo alternativas óptimas de

recuperación final.

f) Definir el cuando y como de la aplicación de mecanismos de

recuperación mejorada (Mantenimiento de presión, secundaria y

terciaria).

g) Establecer finalmente la óptima explotación total y recuperación

última del reservorio bajo los parámetros económicos más

recomendables.

1.2.- CONCEPTOS FUNDAMENTALES.

PROPIEDADES PETROFISICAS. El estudio de las propiedades de las

rocas y su relación con los fluidos que contienen en estado estático o de

flujo se denomina petrofísica; las de mayor importancia son: La porosidad,

permeabilidad y saturación de los fluidos.

1.2.1. POROSIDAD. Es una medida de los espacios vacíos de la roca que

no están ocupados por los fragmentos sólidos, se define como una

fracción del volumen bruto total de la roca que no está ocupado por

sólidos.



100*

.

..

TOTALBRUTOVOL

SOLIDOSPOROCUPADOVOLBRUTOVOL

También se podría definir a la porosidad como el espacio libre

disponible para almacenar fluidos; o sea, es la relación de

volumen de huecos sobre el volumen total de la roca. Debido a

la sedimentación con que se fue formando la roca en millones

de años, varios de sus espacios internos quedaron aislados del

resto, mientras que otros se mantuvieron interconectados.

Este aspecto da origen a dos clases de porosidad:

TotalBrutoVolumen

PorososEspaciosTotalAbsolutaPorosidad

TotalBrutoVolumen

tadoInterconecPoralEspacioEfectivaPorosidad

Para los cálculos de la Ingeniería que establecen el volumen de

hidrocarburos que pueden fluir, se considera la porosidad de

los poros interconectados o sea la Porosidad Efectiva.

Así mismo desde un punto de vista geológico o sea en el origen

de la deposición se tendría: Porosidad Primaria u original que

se forma en el momento de la deposición de la roca misma y

Porosidad Secundaria que se forma por procesos inducidos o

posteriores de origen químico – geológico (fracturas, cavernas

por disolución de calizas, etc.).

1.2.2. PERMEABILIDAD. Es una medida de la facilidad de flujo de un

fluido a través de un medio poroso. H. Darcy desarrolló una

ecuación que se convirtió en una de las principales herramientas

matemáticas del ingeniero petrolero.

DL

DP

U

KV *

V = Velocidad aparente del flujo de fluido (cm /segundo)

K = Factor de proporcionalidad ó permeabilidad (darcies)

U = Viscosidad del fluido (centipoises)

(DP / DL)= Pérdida de presión por distancia (atmósferas /cm)

Y como el caudal Q= Velocidad * Área. Se tiene sustituyendo:

DL

DPA

U

KQ

A = Sección o área seccional por donde cruza el fluido (cm2)

Q = Caudal de flujo segcm /3



1.2.2. SATURACIÓN DE FLUIDOS. De acuerdo a la historia de

formación de los yacimientos petroleros se establece que los poros

de la roca fueron inicialmente llenados con agua, dado el origen

marino de las “Formaciones de Rocas Madres”. El petróleo y gas se

fue moviendo posteriormente a estas “trampas” desplazando el

agua a una mínima saturación residual. Al descubrir un yacimiento

se suele encontrar comúnmente una distribución estática de fluidos

como ser: de Gas – Petróleo y Agua en todo el yacimiento llegando a

definir el término de “saturación de fluidos”; que usa como una

fracción ó porcentaje del espacio total de poros ocupado por un

fluido determinado o sea:

100*PorosdeTotalVolumen

PetróleodeVolumenSo

So = Saturación de petróleo en porcentaje (%)

Por las mismas razones de origen, se tendrá que en todo yacimiento y

mejor definido, en cada poro hay una saturación de agua que no

puede extraerse ni reducirse. Es la capa de agua que rodea a cada

grano de roca y constituye el agua irreducible, intersticial ó connata

(Swi, Swc).

1.3. CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS. Existen diversas

formas para clasificar a los yacimientos de hidrocarburos:

A) De acuerdo al tipo y características de la Roca – Reservorio:

- Areniscas: (Formadas mayormente por sedimentación)

- Calizas: (Formadas por acumulación de calcitas o dolomitas)

B) De acuerdo al tipo de trampas:

- Estructural: (Anticlinal, plegamiento, etc,) formado por

plegamientos, movimientos, fallas,)

- Estratigráfico: (Formado por canales, barreras, arrecifes,

discordancias, cambios de facies).

C) De acuerdo al tipo de fluido almacenado:

- De petróleo y gas disuelto.

- De petróleo, gas disuelto y gas libre.

- De gas.

- De condensado.



D) De acuerdo al tipo de presión original:

- Yacimientos sobre saturados: Donde la presión del yacimiento es

menor que la presión de saturación. (Existe casquete de gas

libre).

- Yacimientos bajo saturados: donde la presión original es mayor

que la presión de saturación (sólo hay gas disuelto).

- Yacimientos saturados: donde la presión original es igual a la

presión de saturación.

E) De acuerdo al tipo de empuje ó energía:

- Yacimientos de empuje por Gas en Solución.

- Yacimientos de empuje por Gas Libre.

- Yacimientos de empuje por Agua.

- Yacimientos de empuje por Segregación Gravitacional.

1.4. CLASIFICACION DE RESERVORIOS.

1.4.1. EL RESERVORIO. La roca reservorio ó el reservorio es la

formación rocosa capaz de contener gas, petróleo y agua. Para ser

productora comercialmente debe tener suficiente espesor y

extensión de área con una buena porosidad y permeabilidad en toda

la roca. Asimismo, las condiciones de presión y densidad del fluido

existente deben ser adecuadas para permitir su explotación a

través de pozos que atraviesen esta roca reservorio.

1.4.2.RESERVORIO PETROLÍFERO. Es aquel que contiene gas, petróleo

y agua en proporciones variables entrampado en las cavidades

porosas de la roca; estas cavidades están interconectadas lo cual

facilita el flujo ó movimiento de los fluidos. La energía de estos

reservorios puede deberse a la alta presión de almacenaje del

líquido gas o agua, lo cual permite su explotación con diferentes

caudales y presiones en superficie por medio de los pozos

perforados en el área.

El petróleo ó aceite, cuya densidad es menor a la del agua y no se

mezcla con ella, de tal forma que en cada reservorio de acuerdo a las

densidades se distribuyen el gas en la parte superior, el petróleo en

la parte media y el agua en la parte inferior. Asimismo normalmente

la parte líquida tiene gas en solución.



1.4.2. RESERVORIO GASIFERO. El gas natural esta siempre asociado

con el petróleo producido de un reservorio y la energía proveniente

del gas almacenado bajo presión es probablemente el mejor sistema

ó ayuda para extraer el petróleo de los reservorios. El gas está

asociado con el petróleo y agua en dos formas principales en el

reservorio: Como gas en solución y como gas libre en casquete de

gas ó en reservorios totalmente gasíferos. En condiciones

adecuadas de presión y temperatura tales como por ejemplo: altas

presiones y bajas temperaturas se da lugar a mantener el gas en

solución estable en petróleo y al explotar estos reservorios en

superficie el gas se desprende del petróleo pudiendo ser así mismo

aprovechado o quemado. La composición del gas está conformada

mayormente por metano en el orden de 90% el resto del compuesto

son el etano, propano y otros elementos más pesados.

1.4.3. RESERVORIO DE CONDENSADO. El condensado es un

hidrocarburo que en el yacimiento se encuentra en estado gaseoso

en cuya composición aún predomina un alto porcentaje de metano

(alrededor de 70 – 80 %); pero las cantidades relativas de los

componentes más pesados son mayores que en el caso del gas seco.

Al iniciar la explotación de este hidrocarburo, por las variaciones

de presión y temperatura, en superficie el hidrocarburo adopta

estado líquido y en el reservorio gradual se produce el fenómeno de

la CONDENSACION RETROGRADA o sea la formación de

condensado líquido por la gradual reducción de la presión del

yacimiento.

1.5. CONCEPTOS BASICOS SOBRE RESERVAS.

1.5.1. RESERVAS DE HIDROCARBUROS. Para que exista una reserva de

hidrocarburos en el subsuelo son necesarias las siguientes

condiciones:

a) La existencia de una fuente de deposición orgánica que da origen

a la formación del estado líquido ó gaseoso de los hidrocarburos.

b) La existencia de condiciones de porosidad (espacios vacíos en las

rocas) y permeabilidad (canales a través de las rocas) que

permitan la acumulación y flujo de los hidrocarburos.



c) La existencia de una capa impermeable superior ó barrera que

entrampa el hidrocarburo almacenado e impida su migración a

otras zonas ó su disipación al salir a la superficie.

1.5.2. RESERVA ORIGINAL “IN-SITU”. Es la reserva inicial de

hidrocarburo que se tiene en el yacimiento o sea el volumen original

cuando este fue encontrado.

1.5.3. RESERVA PRODUCIDA. Es aquel volumen de hidrocarburo, que se

encontraba almacenado en una roca reservorio y que finalmente ha

migrado hacia la superficie, mediante métodos de explotación.

1.5.4. RESERVA REMANENTE. Es aquel hidrocarburo, que ha quedado

como residuo en el yacimiento.

1.5.5. RESERVA PRIMARIA. Es la que se obtiene por surgencia natural

del yacimiento.

1.5.6. RESERVA SECUNDARIA. Es aquella, que se puede obtener

mediante mecanismos de recuperación secundaría.

1.6. CONCEPTOS BASICOS DE PRODUCTIVIDAD ECONOMICA.

1.6.1. RESERVORIO PROBADO. Es aquel cuya productividad económica

es sustentada ya sea por datos de producción, pruebas de

formación ó si los análisis de núcleos y/o interpretación de perfiles

eléctricos demuestran una productividad económica con una

certeza razonable.

1.6.2. ÁREA PROBADA. Se considera área probada a:

a) La porción delineada por la perforación y definida por el

contacto de fluidos (gas – petróleo y/o agua – petróleo) si es

que hubieran.

b) Las porciones adyacentes todavía no perforadas, pero que

pueden ser juzgadas razonablemente, de productividad

económica, en base a información geológica y de ingeniería

disponible.



c) En ausencia de información relativa a contactos de fluidos, la

presencia de hidrocarburos en la parte mas baja de la

estructura, controla el límite inferior del reservorio.

1.6.3. RESERVA PROBABLE. Probablemente esta sustentada en datos

que pueden demostrar una productividad económica con menos

certeza que la reserva producida.

1.6.4. RESERVA POSIBLE.- Probablemente está sustentada en datos

que pueden demostrar una productividad económica con menos

certeza que la reserva probable.

1.7. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO.

1.7.1. RELACION DE SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL ACEITE “Rs”.

La dependencia de este parámetro con las variables mencionadas

antes se explica de la manera siguiente; para un aceite y un gas, de

composiciones conocidas, a temperatura constante, la cantidad de

gas en solución aumenta al incrementarse la presión y a presión

constante, esa cantidad disminuye al aumentar la temperatura. Para

cualquier presión y temperatura la cantidad de gas disuelto aumenta

al igualarse las composiciones de gas y petróleo. La relación de

solubilidad del gas en el aceite se expresa en términos del volumen

total de gas disuelto entre el volumen de aceite al cual está asociado,

es decir, en 3m gas disuelto a C.S. (Condiciones Standard)/ 3m aceite

a C.A. (Condiciones Atmosféricas).

1.7.2. FACTOR VOLUMETRICO DEL ACEITE “Bo”. Los volúmenes de

aceite que se manejan en un yacimiento sufren cambios

considerable, debido principalmente a la presencia del gas disuelto;

estos cambios se contemplan mediante el factor de volumen del

aceite; que se define como el volumen de aceite o petróleo que

ocupa en el yacimiento, con su gas disuelto; un volumen unitario de

aceite medido en la superficie. Se puede definir, como un factor,

que representa el volumen de petróleo saturado con gas, a la

presión y temperatura del yacimiento, por unidad volumétrica de

petróleo a condiciones normales. También se le denomina “factor



monofásico”, ya que en el yacimiento, lo que en la superficie sería

petróleo y gas, se encuentra en una sola fase líquida. Se identifica

por el símbolo Bo y se expresa generalmente en barriles en el

yacimiento (BY) por barril a condiciones normales (BN).

1.7.3. FACTOR VOLUMETRICO DEL GAS “Bg”. Es un factor que

representa el volumen de gas libre, a presión y temperatura del

yacimiento, por unidad volumétrica de gas libre a condiciones

normales. Se expresa por Bg y sus unidades generalmente son

barriles en el yacimiento (BY) por pie cúbico de gas a condiciones

normales (PCN).

P

zTBg 000504,0

1.7.4. FACTOR VOLUMETRICO DE LA FASE MIXTA. Es un factor

adimensional, que representa el volumen en el yacimiento a

determinada presión y temperatura, de la unidad volumétrica de

petróleo a condiciones normales más su gas originalmente en

solución (a presión de burbujeo). El volumen de hidrocarburo en el

yacimiento estará formado por petróleo saturado con gas (a las

condiciones del yacimiento), más gas libre (diferencia entre el gas

original menos el gas en solución para saturar el petróleo). De allí

que también se le denomine factor volumétrico bifásico. Se expresa

por el símbolo Bt y sus unidades son las mismas de Bo. )( RsRsiBgBoBt

1.7.5. VISCOSIDAD. Es la propiedad que determina la cantidad de

resistencia opuesta a las fuerzas cortantes. La viscosidad se debe

primordialmente a las interacciones entre las moléculas del fluido.

1.7.6. COMPRESIBILIDAD. Se define como el cambio de volumen que

sufre un volumen unitario por unidad de variación de presión o sea:

Vdp

dvC

1

dp

dv es dependiente negativa, por lo que el signo negativo convierte la

compresibilidad C en un valor positivo.



Debido a que el valor de la pendientedp

dv varía con la presión, la

compresibilidad es diferente a cualquier presión, siendo mayor

generalmente al disminuir esta.

Cf…....................................... 4 – 14 * 510

1

2

Cm

Kgr

Cw…..................................... 3 – 6 * 510

1

2

Cm

Kgr

Co…...................................... 7 * 140 * 510

1

2

Cm

Kgr

Gas a 70 2Cm

Kgr…........... …1300-1800 * 510

1

2

Cm

Kgr

Gas a 350 2Cm

Kgr…................70-300 * 510

1

2

Cm

Kgr

1.8. MÉTODOS DE CALCULOS DE RESERVAS. En la moderna tecnología de

ingeniería de Yacimientitos, se establecen tres métodos para el cálculo ó

estimación de las reservas de hidrocarburos,

a.- Método Volumétrico

b.- Método Analítico de Balance de Materia

c.- Método Computarizado con Modelos Físico-Matemáticos

1.8.1. MÉTODOS VOLUMÉTRICOS. Son los más adecuados en toda etapa

preliminar de estimación de reservas y se basan en la ecuación

volumétrica tradicional: WH ShAV 1***

VH = Volumen Original de Hidrocarburos

A = Área Probada

H = Espesor Promedio Neto

= Porosidad Promedio

Sw = Saturación de Agua Promedio

La ecuación (1) puede descomponerse en tres etapas:

Volumen de Roca = (A*h)

Porosidad Promedio =

Saturación de Agua Promedio = Sw



De esta manera, para realizar el cálculo del volumen de roca, se

cuenta con los siguientes métodos:

METODOS DE CIMAS Y BASES.

En base de los datos de registro eléctricos, control geológico, se

establecen profundidades con relación del nivel del mar, de los topes

o cimas y de las bases de la formación productora en cada pozo

perforado; esta información se traslada a un plano de localización y

mediante interpolaciones (método topográfico) se configuran curvas

de igual profundidad en un plano de cimas y otro de bases. Luego se

calcula con planímetro las áreas correspondientes a cada una de las

curvas de igual profundidad. Finalmente se tabula y se grafica esta

información de la siguiente forma; Profundidad (m.s.n.m.) Vs. Área

(mts2).

El área definida por las dos graficaciones (Ag) corresponde al

volumen de la roca del yacimiento. cgR FAV * ; donde: Fc es el

factor de conversión de escala.

METODOS DE ISOPACAS.

Nos permite calcular el volumen de roca, con la ventaja de usar solo

espesores netos saturados de hidrocarburos en cada pozo. El método

establece pozo por pozo el espesor neto permeable, en base a

registro y datos geológicos; anotando en un plano de localizaciones,

configurando luego las curvas de nivel para iguales espesores, luego

se determinan áreas de cada curva, con un planímetro o

geométricamente, para luego graficar en la siguiente forma: Espesor

(mts) Vs. Área (mtes2). El área bajo la curva (Ag) corresponde al

volumen de la roca del yacimiento. cgR FAV *

donde: Fc es el factor de conversión de escala.

METODO DE ISOHIDROCARBUROS.

Es un método que permite el cálculo directo del hidrocarburo,

estableciendo valores medios de porosidad ( ) y saturación de Agua

(Sw); este se basa en calcular el índice de hidrocarburos en cada

pozo mediante la siguiente formula:



WiShI 1**

Luego se anota en un plano de localizaciones los valores de Índice de

hidrocarburos en cada pozo y por interpolación se establecen las

curvas de hidrocarburos, se tabulan las áreas comprendidas en cada

curva y se grafica de la siguiente forma: Índice de Hidrocarburos I

(mts) Vs. Áreas (mts2).

El área bajo la curva (Ag) corresponde al volumen de la roca del

yacimiento. cgR FAV * ; donde: Fc es el factor de conversión de

escala.

DETERMINACIÓN DE LOS VALORES MEDIOS DE ( ) Y Sw.

Para todo calculo volumétrico es imprescindible, el tener valores

promedios de porosidad y saturación de agua Sw; debido a que

estos parámetros pueden variar tanto horizontalmente como

verticalmente en un yacimiento. Para tal efecto se procede a

determinar un valor medio de porosidad y saturación de agua Sw,

en base a registros, análisis de núcleos, etc., asimismo se estables

los valores espesor total h.

ni

i

i

ni

i

ii

m

h

h

1

1

*

ni

i

i

ni

i

ii

m

h

hSw

Sw

1

1

*

Donde: i = Índice de cada Arenisca ó Estrato

N = Número Total de Arena en cada Pozo

Luego se localiza en un plano de los valores medio de porosidad y

saturación de agua Sw, de cada pozo y se procede a la interpolación,

a establecer curvas de igual porosidad (izo porosidad) y de igual

saturación (izo saturación). Se miden las áreas comprendidas y se

determinan finalmente los valores medios del yacimiento mediante

las siguientes ecuaciones:



ni

m

m

nm

i

mm

prom

A

A

1

1

*

ni

i

m

nm

m

mm

prom

A

ASw

Sw

1

1

*

1.9. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO. Mientras que un

yacimiento se permanece desconocidos, se encuentra en condiciones de

equilibrio estático, pero desde el primer momento en que el primer pozo

atraviesa la formación productora se inicia un proceso de cambio en las

condiciones de presión, temperatura y de las características de los fluidos,

que dan lugar a la producción del petróleo y gas. Tres son los factores

básicos que influyen en este proceso de extracción de los hidrocarburos y

son:

a.- Diferencia de Presión

b.- Viscosidad del Petróleo y Gas

c.- Permeabilidad de la Roca

1.9.1. PRESIÓN. La presión del yacimiento es el parámetro más

importante y vital, pues define la energía y la vida productiva del

yacimiento; su conocimiento y medición debe determinarse y

efectuarse con mucha precisión, siendo, esta muy importante en los

cálculos de la ingeniería de yacimientos, la cual ha desarrollado, una

serie de técnicas de campo y cálculos, para establecer su valor en

cada momento y en cada pozo. La presión puede establecerse en

2cm

Kgr (sistema métrico),

2lgPu

Lb ó Psi (sistema inglés americano) y

dado que nuestra industria tiene mayor relación con la tecnología

americana, se adopta el sistema inglés, o sea, presión en Psi.

Su medición es posible con medidores especiales, que comprenden

elementos de medición, registros y control del tiempo; la presión se

obtiene bajando el registrador al pozo y colocándolo frente o lo más

cerca posible del nivel productor.

Las presiones pueden ser de las siguientes clases:



Presión Estática de Fondo: Presión medida cuando el pozo esta

cerrado (presión de cierre).

Presión de Fondo Fluyente: Presión medida a pozo abierto (presión

de flujo).

Presión de Surgencia: Presión medida en superficie a pozo abierto.

Presión Acumulada: Presión medida en superficie a pozo abierto

Presión de Restitución: Presión obtenida con medición prolongada de

presiones con control de tiempo y ajuste posterior de cálculos en

pozo cerrado.

Presión de Agotamiento: Presión obtenida por medición prolongada

en pozo abierto con control de tiempo.

Obtener la presión estática del yacimiento, a un tiempo cualquiera

después de iniciada la producción debe emplearse un método que nos

permita calcular:

n

P

omediaesión

n

i 0PrPr

Donde n representa el número de pozos.

N

i

n

ii

A

AP

lSuperficiaUnidadporomediaesión

0

0

*

PrPr

Donde n representa el número de unidades de yacimiento.

n

ii

n

iii

hA

hAP

aVolumétricUnidadporomediaesión

0

0

*

**

PrPr

Donde n representa el número de unidades de yacimiento.

Es muy importante conocer, que solo es de interés obtener la

presión promedia en las partes que contienen hidrocarburos, para

este efecto, el método volumétrico debe utilizarse en los cálculos de

reservas por el método volumétrico como en el método de balance de

materiales. Dibujar un mapa isobárico y con un planímetro, medir la

áreas entre isobáricas e isopacas, en un método para obtener la

presión promedia volumétrica.



CAPITULO II

YACIMIENTO DE PETRÓLEO

Las acumulaciones de gas y petróleo ocurren en trampas subterráneas, formadas

por características estructurales, estratigráficas o ambas; un yacimiento es

aquella parte de una trampa que contiene petróleo, gas o ambos como un solo

sistema hidráulico conectado; muchos yacimientos de hidrocarburos se hallan

conectados hidráulicamente a rocas llenas con agua, denominadas acuíferos;

también muchos yacimientos se hallan localizados en grandes cuencas

sedimentarias y comparten un acuífero común; en este caso, la producción de

fluidos de un yacimiento causará la disminución de presión en otros, por la

intercomunicación que existe a través del acuífero; en ciertos casos, toda la

trampa contiene petróleo y gas y en este caso la trampa y el yacimiento son uno

mismo. Se denominan tradicionalmente yacimientos de petróleo ó “ BLACK OIL

RESERVOIR ” a aquellos reservorios saturados de un fluido compuesto de

hidrocarburos líquidos (series C y H) de color verde oscuro ó negro, de

constitución estabilizada.

2.1. CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DE UN YACIMIENTO DE

PETROLEO. La tabla, representa, el análisis composicional de un

yacimiento de petróleo; que es apropiada, cuando se consideran las fases y

la composición de la mezcla de hidrocarburos, a la presión y temperatura a

que se encuentran en el yacimiento.

COMP. C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7+ C7+PM DENS RGP COLOR

ACEITE

45.62

3.17

2.10

1.50

1.08

1.45

45.08

231

0.862

110

Negro

Verduzco

2.2. DESCRIPCIÓN DE UN DIAGRAMA DE FASES. Bajo las condiciones

iniciales del yacimiento, los hidrocarburos, se encuentran bien sea en

estado monofásico o en estado bifásico. El estado monofásico, puede ser

líquido, caso en el cual todo el gas presente esta disuelto en el petróleo,

por consiguiente habrá que calcular las reservas de gas disuelto como las

de petróleo. Por otra parte el estado monofásico, puede ser gaseoso, si

este estado contiene líquidos vaporizados, recuperables como líquido en

superficie, el yacimiento se denomina de condensado de gas; en este caso

habrá que calcular reservas de líquido condensado y gas. Cuando existe la

acumulación en estado bifásico, al estado de vapor, se denomina capa de

gas y al estado líquido subyacente zona de petróleo; en este caso se debe



calcular cuatro tipos de reservas: gas libre, gas disuelto, petróleo en la

zona de petróleo y líquido recuperable de la capa de gas. Aunque los

hidrocarburos in situ o en el yacimiento están en cantidades fijas, las

reservas, es decir, la parte recuperable del gas condensado y petróleo in

situ dependerá del método de producción. Desde el punto de vista técnico,

los diferentes tipos de yacimientos pueden clasificarse de acuerdo con la

localización de la temperatura y presión iniciales del yacimiento con

respecto a la región de dos fases, en los diagramas de fases que relacionan

temperatura y presión.

Para tal efecto antes de describir y construir un diagrama de fases,

debemos definir algunos conceptos básicos en el siguiente orden:

2.2.1. PROPIEDADES INTENSIVAS. Son aquellas que son

independientes de la cantidad de materia considerada, por ejemplo:

la viscosidad, densidad, temperatura, etc.

2.1.2. PUNTO CRÍTICO. Es el estado a condición de presión y

temperatura para el cual las propiedades intensivas de las fases

líquidas y gaseosas son idénticas.

2.1.3. PRESIÓN CRÍTICA. Es la presión correspondiente al punto

crítico.

2.1.4. TEMPERATURA CRÍTICA. Es la temperatura correspondiente al

punto crítico.

2.1.5. CURVA DE BURBUJEO (EBULLICION). Es el lugar geométrico de

los puntos, presión – temperatura, para los cuales se forma la

primera burbuja de gas, al pasar de la fase líquida a la región de

dos fases.

2.1.6. CURVA DE ROCIO (CONDENSACIÓN).Es el lugar geométrico de

los puntos, presión – temperatura, en los cuales se forma la

primera gota de líquido, al pasar de la región de vapor a la región de

las dos fases

2.1.7. REGION DE DOS FASES. Es la región comprendida entre las

curvas de burbujeo y rocío. En esta región coexisten, en equilibrio,

las fases líquida y gaseosa.



2.1.8. CRICONDEMBAR. Es la máxima presión a la cual pueden coexistir

en equilibrio un líquido y su vapor.

2.1.9. CRICONDENTERMA. Es la máxima temperatura a la cual pueden

coexistir en equilibrio un líquido y su vapor.

2.1.10. ZONA DE CONDENSACIÓN RETROGRADA. Es aquella en la

cual al bajar la presión, a temperatura constante, ocurre una

condensación.

2.1.11. ACEITE SATURADO. Es aquel que a las condiciones de presión y

temperatura a que se encuentra está en equilibrio con su gas.

2.1.12. ACEITE BAJO SATURADO. Es el que, a las condiciones de

presión y temperatura a que se encuentra, es capaz de disolver más

gas.

2.1.13. ACEITE SUPER SATURADO. Es aquel que a las condiciones de

presión y temperatura a que se encuentra, tiene mayor cantidad

de gas disuelto que el que le correspondería en condiciones de

equilibrio.

2.1.14. SATURACIÓN CRÍTICA DE UN FLUIDO. Es la saturación

mínima necesaria para que exista escurrimiento de dicho fluido

en el yacimiento.

La siguiente fig. 2.2.1; representa un diagrama de fases, en

función de la presión y temperatura, para un determinado fluido

de yacimiento; las curvas de punto de burbujeo y rocío, es la

combinación de presión y temperatura donde existen dos fases;

las curvas dentro de la zona de dos fases muestran el porcentaje

de líquido en el volumen de hidrocarburo, para cualquier presión y

temperatura.

Inicialmente toda acumulación de hidrocarburo tiene su propio

diagrama de fases, que depende solo de la composición de la

acumulación.



2.2. MECANISMOS DE DESPLAZAMIENTOS DE LOS FLUIDOS EN LOS

YACIMIENTOS.

2.2.1. PROCESOS DE DESPLAZAMIENTOS. La recuperación del aceite

se obtiene mediante un proceso de desplazamiento. El gradiente de

presión obliga al aceite a fluir hacia los pozos; pero ese movimiento

se verifica solamente si otro material llena el espacio desocupado

por el aceite y mantiene en dicho espacio, la presión requerida para

continuar el movimiento de los fluidos. En cierto modo el aceite no

fluye del yacimiento, sino que es expulsado mediante un proceso de

desplazamiento, siendo los principales agentes desplazantes el gas y

el agua.

Los procesos de desplazamiento son:

1.- Expansión de la roca y los líquidos.

2.- Empuje por gas disuelto liberado.

Fig. 2.2.1



3.- Empuje por capa de gas.

4.- Empuje por agua.

5.- Desplazamiento por segregación.

2.2.2. EXPANSIÓN DE LA ROCA Y LOS LÍQUIDOS. Este proceso de

desplazamiento ocurre en los yacimientos bajosaturados, hasta que

se alcanza la presión de saturación; la expulsión del aceite se debe

a la expansión del sistema.

El aceite, el agua congénita y la roca se expanden, desalojando hacia

los pozos productores el aceite contenido en el yacimiento; dada la

baja compresibilidad del sistema, el ritmo de declinación de la

presión con respecto a la extracción es muy pronunciado. La

liberación del gas disuelto en el aceite ocurre en la tubería de

producción, al nivel en que se obtiene la presión de saturación; la

relación gas aceite producida permanece por lo tanto, constante

durante esta etapa de explotación, e igual a Rsi. La saturación de

aceite prácticamente no varía; la porosidad y permeabilidad absoluta

disminuyen ligeramente, así como la viscosidad del aceite, el factor

de volumen del aceite aumenta también en forma muy ligera. Como se

puede apreciar en la ecuación el índice de productividad permanece

constante:

w

e

oo

ro

r

r

hKKC

P

qJ

ln**

**´*0

cteK

CJoo

o *

*

2.2.3. EMPUJE DE GAS DISUELTO LIBERADO. Una vez iniciada en el

yacimiento la liberación del gas disuelto en el aceite, al alcanzarse

la presión de saturación, el mecanismo de desplazamiento del aceite

se deberá, primordialmente, al empuje de gas disuelto liberado; ya

que si bien es cierto que tanto el agua intersticial y la roca

continuarán expandiéndose, su efecto resulta despreciable, puesto

que la compresibilidad del gas es mucho mayor que la de otros

componentes de la formación. El gas liberado no fluye inicialmente

hacia los pozos, sino que se acumula en forma de pequeñas burbujas

aisladas, las cuales por motivo de la declinación de la presión, llegan



a formar posteriormente una fase continua, que permitirá el flujo

de gas hacia los pozos. La saturación de gas mínima para que ocurra

flujo del mismo se denomina saturación de gas crítica; durante esta

etapa, en la que la saturación de gas es menor que la crítica, la

relación gas – aceite producida disminuye ligeramente, ya que el gas

disuelto en el aceite, que se libera, queda atrapado en el

yacimiento; el gas liberado llena totalmente el espacio desocupado

por el aceite producido.

La saturación de aceite disminuirá constantemente, a causa de su

producción y encogimiento por la liberación de gas disuelto; por lo

tanto, mientras que la permeabilidad al aceite disminuye

continuamente, la permeabilidad al gas aumentará; el gas fluirá más

fácilmente que el aceite, debido a que es más ligero, menos viscoso

ya que en su trayectoria se desplaza por la parte central de los

poros, bajo condiciones equivalentes, su movilidad es mucho mayor

que la del aceite. De esta manera la relación gas – aceite que fluye

en el yacimiento aumentará constantemente y la relación gas –

aceite producida en superficie mostrará un progresivo incremento,

hasta que la presión del yacimiento se abata substancialmente;

cuando esto ocurra la relación medida en superficie disminuirá

debido a que a presiones bajas, los volúmenes de gas en el

yacimiento se aproximan a los medidos en la superficie. Debido a

que este tipo de mecanismo se presenta generalmente en

yacimientos cerrados, la producción de agua es muy pequeña o nula.

Las recuperaciones por empuje de gas disuelto son casi siempre

bajas, variando generalmente entre el 5 y el 35% del aceite

contenido a la presión de saturación; cuando este mecanismo de

desplazamiento ocurre en yacimientos que no presentan condiciones

favorables de segregación, la recuperación es totalmente

independiente del ritmo de extracción. Se acostumbra a

representar gráficamente el comportamiento del yacimiento

indicando la variación de la presión y la relación gas – aceite contra

la recuperación o la producción acumulativa.

2.2.4. EMPUJE POR CAPA O CASQUETE DE GAS. Consiste en una

invasión progresiva de la zona de aceite por gas, acompañada por un

desplazamiento direccional del aceite fuera de la zona de gas libre



y hacia los pozos productores. Los requerimientos básicos de este

tipo de empuje son los siguientes:

1.- Que la parte superior del yacimiento contenga una alta

saturación de gas.

2.- Que exista un continuo crecimiento o agrandamiento de la zona

ocupada por el casquete de gas.

La zona de gas libre requerida puede presentarse de tres maneras:

a) Existir inicialmente en el yacimiento como casquete.

b) Bajo ciertas condiciones, puede formarse por la acumulación

de gas liberado por el aceite al abatirse la presión del yacimiento, a

consecuencia de la segregación gravitacional.

c) La capa de gas puede crearse artificialmente por inyección de

gas en la parte superior del yacimiento, si existen condiciones

favorables para su segregación.

El mecanismo por el cual el aceite se recupera bajo este proceso, se

entiende fácilmente considerando primero la naturaleza del

desplazamiento cuando la presión del yacimiento se mantiene

constante por inyección de gas, y analizando a continuación las

diferencias que surgen cuando se permite la declinación de la

presión en el yacimiento. Es obvio que si la presión del yacimiento se

mantiene en su valor original, el gas inyectado no tiene acceso a la

zona de aceite, excepto atrás o en el frente de avance del gas libre

y por lo tanto la parte inferior de la estructura conserva sus

condiciones originales de saturación de aceite, hasta que se invade

por el gas inyectado. La producción de aceite proviene de los pozos

localizados en la zona de aceite, pero el aceite producido es

reemplazado por el que se mueve adelante del frente de gas. En

esta forma el proceso obliga al aceite a moverse hacia la parte

inferior del yacimiento.

La ventaja de este mecanismo consiste en propiciar, mediante una

adecuada localización y terminación de los pozos, la obtención de

producciones de aceite de la sección del yacimiento que no contiene

gas libre, reteniéndose, en la parte superior del yacimiento el gas

libre que se utiliza para desplazar el aceite.



Sin inyección de gas, el empuje por capa de gas tendrá lugar en

virtud de la expansión del gas del casquete, debido a la declinación

de la presión. Si el volumen de gas libre inicialmente presente en el

yacimiento es grande, comparado con el volumen total del aceite y

no se produce gas libre durante la explotación, la declinación de

presión requerida para la invasión total de la zona de aceite por el

casquete será ligera y el comportamiento del yacimiento se

aproximará al obtenido con inyección de gas.

Si por otra parte el volumen de la capa de gas es relativamente

pequeño, la presión del yacimiento declinará a mayor ritmo,

permitiendo la liberación de gas disuelto y el desarrollo de la

saturación de gas libre en la zona de aceite. Cuando la saturación de

gas libre forme una fase continua, su exclusión de los pozos

productores será imposible, y el mecanismo de empuje se

aproximara al de empuje por gas disuelto.

Las recuperaciones en yacimientos con capa de gas varían

normalmente del 20% al 40% del aceite contenido originalmente,

pero si existen condiciones favorables se segregación, se pueden

obtener recuperaciones del orden del 60% o mas.

2.2.5. EMPUJE POR AGUA. Es en muchos sentidos similar al del

casquete de gas, el desplazamiento de los hidrocarburos tiene lugar

en este caso atrás; y en la interfase agua – aceite móvil; en este

proceso el agua invade y desplaza al aceite, progresivamente, desde

las fronteras exteriores del yacimiento hacia los pozos

productores, si la magnitud del empuje hidráulico es lo

suficientemente fuerte para mantener la presión del yacimiento o

permitir sólo un ligero abatimiento de ella, entonces el aceite será

casi totalmente recuperado por desplazamiento con agua, puesto

que no habrá liberación de gas en solución o dicha liberación será

pequeña y así mismo al desplazamiento que ocasione. Los

requerimientos básicos para este proceso son:

1. En primer lugar, una fuente adecuada que suministre agua en

forma accesible al yacimiento.



2. En segundo término, una presión diferencial entre la zona de

aceite y la zona de agua, que induzca y mantenga la invasión.

El empuje hidráulico puede ser natural o artificial; para que se

presente en forma natural debe existir, junto a la zona productora,

un gran volumen de agua en la misma formación, sin barreras entre

el aceite y el agua, y la permeabilidad de la formación facilitar su

filtración adecuada.

La formación acuífera puede algunas veces alcanzar la superficie;

en este caso la fuente del agua de invasión podrá disponerse a

través de la entrada de agua superficial por el afloramiento, esta

condición no es muy común. Generalmente la invasión de agua tiene

lugar por la expansión de la roca y el agua en el acuífero, como

resultado de la declinación de presión transmitida desde el

yacimiento, debido a que las compresibilidades de la roca y el agua

son muy pequeñas, un empuje hidráulico regular requerirá de un

acuífero extenso y grande, miles de veces mayor que el yacimiento.

La formación acuífera puede algunas veces alcanzar la superficie,

en este caso la fuente de invasión de agua podrá disponerse a

través de la entrada de agua superficial por el afloramiento, esta

condición no es muy común. Generalmente la invasión de agua tiene

lugar por la expansión de la roca y el agua en el acuífero, como

resultado de la declinación de presión transmitida desde el

yacimiento, debido a que las compresibilidades de la roca y la del

agua son muy pequeñas, un empuje hidráulico regular de un acuífero

extenso y grande, miles de veces mayor que el yacimiento. Tan

pronto como el agua invade una sección de la zona de aceite y

desplaza algo de él, la saturación de agua aumenta, la formación

adquiere e incrementa su permeabilidad al agua y esta tiende a fluir

junto con el aceite. Como agente desplazante el agua tiene una

ventaja sobre el gas, ya que debido a su menor movilidad (mayor

viscosidad), un volumen dado de agua introducido en el espacio

poroso desalojará mas aceite que el mismo volumen de gas y se

acumulará también en mayor grado mostrando menos tendencia que

el gas a fluir a través del aceite.



Después que la interfase o contacto agua-aceite alcanza un pozo, su

producción de agua aumenta progresivamente, el proceso se

termina al abandonar el yacimiento cuando se invaden los pozos

superiores y su producción disminuye a un nivel tal que la

recuperación deja de ser costeable. En la mayoría de los

yacimientos agotados por empuje de agua, la presión del yacimiento

se conserva a un nivel relativamente alto cuando se abandona su

explotación. La relación gas-aceite en yacimientos con empuje

hidráulico no sufre cambios sustanciales, debido a que al

mantenerse alta la presión, se evita la liberación de gas disuelto y

su disipación en la producción

2.2.6. DESPLAZAMIENTO POR SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL.La

segregación gravitacional o drene por gravedad, puede clasificarse

como un mecanismo de empuje; sin embargo, se considera más bien

como una modificación de los demás. La segregación gravitacional es

la tendencia del aceite, gas y agua a distribuirse en el yacimiento

de acuerdo a sus densidades. El drene por gravedad puede

participar activamente en la recuperación del aceite; si en un

yacimiento dado, bajo condiciones favorables de segregación, gran

parte del gas liberado fluirá a la parte superior del yacimiento, en

vez de ser arrastrado hacia los pozos por la fuerza de presión,

contribuyendo así a la formación o agrandamiento del casquete de

gas y aumentando la eficiencia total del desplazamiento. Los

yacimientos presentan condiciones propicias a la segregación de sus

fluidos, cuando poseen espesores considerables o alto relieve

estructural, alta permeabilidad y cuando las gradientes de presión

aplicados, no gobiernan totalmente el movimiento de los fluidos. La

recuperación en yacimientos donde existe segregación de gas y/o

de agua, es sensible al ritmo de producción; mientras menores sean

los gastos, menores serán los gradientes de presión y mayor la

segregación, si se establece en un yacimiento contra flujo de aceite

y gas, se desarrollará una capa de gas y la relación gas – aceite

producida mostrará una disminución.

2.3. ECUACIONES Y SISTEMA DE EVALUACION Y PREDICCIÓN. En

varias décadas de análisis y desarrollo de Ingeniería de Yacimientos se han



establecido varios sistemas y formas de evaluar y pronosticar el comportamiento

de yacimientos de petróleo.

Los métodos más usados y aceptados son:

La ecuación de Balance de Materia

La ecuación de Empuje Frontal

La ecuación de Estado Estable

Aplicando Simulación y Modelos Matemáticos

2.3.1. LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIA.

EVALUA:

1. Petróleo Original en el Yacimiento

2. Tamaño del Casquete de Gas

3. Intrusión de Agua

PREDICE:

1. Producción de Petróleo

2. Producción de Gas

3. Presión del Yacimiento

ANALIZA:

1. Magnitud de cada Mecanismo de Energía

2. Efectos de Energías adicionales

2.3.2. LIMITACIONES Y ERRORES DE LA ECUACION. La ecuación de

balance de materia se basa en una serie de datos y condiciones que

deben ser claramente establecidas para garantizar la exactitud y

mínimo error en la aplicación de la ecuación.

CONDICIONES:

1. Asumir condiciones uniforme en las propiedades de los

yacimientos, para el cálculo de las variaciones

termodinámicas, en diferentes periodos.

2. Uso de datos PVT básicos en información de campo

ERRORES:

1. En el valor de la presión de fondo

2. En datos PVT debido al punto (1); ó mala ejecución del

muestreo ó transferencia

3. En el control de datos de producción



El método de balance de materia, es la aplicación de la ley de la

conservación de la materia, bajo un conjunto de condiciones; que es

igualado a la misma masa de materia, bajo otro conjunto diferentes

de condiciones. Para aplicar el método de balance de materia, se

necesita la siguiente:

INFORMACIÓN BÁSICA:

1. Presión inicial del yacimiento y presión promedio del

yacimiento a intervalos sucesivos después de comenzada la

producción.

2. Producción de petróleo producida en barriles fiscales, medidos

a presión de una atmósfera y a temperatura de 60°F, a

cualquier periodo o durante un intervalo de producción

cualquiera.

3. Producción total de gas en pies cúbicos a condiciones

normales; cuando se inyecta gas al yacimiento; este total será

la diferencia entre el gas total producido y el reinyectado en

el yacimiento.

4. Razón de volumen inicial de la capa de gas al volumen inicial de

petróleo, representada por el signo (m); si este valor puede

determinarse con razonable precisión, queda entonces una sola

incógnita (N), en el balance de materia para yacimientos con

capa de gas, y dos (N y We) para yacimientos con empuje

hidrostático. El valor de m se determina a partir de núcleos y

de registros, además de datos de terminación de pozos.

5. Factores volumétricos de petróleo y gas y razones gas

disuelto – petróleo; estos datos se obtienen en función de

presión a partir de datos de laboratorio con muestras de

fluidos del fondo del pozo.

6. Cantidad de agua producida.

7. Cantidad de intrusión de agua en el yacimiento proveniente del

acuífero.

INCÓGNITAS BÁSICAS:

1. N ó Volumen “In-Situ” de Petróleo

2. W ó Volumen “In-Situ” de Agua



2.4. DEDUCION DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIA

La deducción de la ecuación del balance de materiales, se divide en

los cambios de los volúmenes de petróleo, gas y agua que ocurren a

partir del comienzo de la producción y cualquier tiempo “t”. Cambio en el Volumen de Petróleo:

Volumen de aceite original, @ c.s., es : NBoi = NBti Pc

Aceite remanente en el yacimiento, @ c.y., es : ( N – Np ) Bo Pc

Disminución en el volumen de petróleo = BoNpNNBoi Pc

Cambio en el Volumen de Gas Libre: Gas disuelto en el aceite original, @ c.s., es : NRsi

Gas libre inicial, @ c.y., es : GBgi = mNBoi

Razón del Volumen de Gas Libre al Volumen Inicial de Petróleo m =

oiN

giG

*

*

Producción cumulativa de gas, @ c.s., es : Gp = Np Rp

El gas disuelto en el aceite residual, @ c.s., es : ( N – Np ) Rs

Cambio en el Volumen de agua: Volumen inicial de agua en el yacimiento : =

resW Pc

Producción cumulativa de agua a un tiempo “t” : = Wp

Volumen cumulativa de agua, @ c.y., a un tiempo “t”: = Bw Wp

Entrada de agua neta al yacimiento, @ c.y., es : We – Wp Bw

El factor de volumen de las dos fases : Bt = Bo + Bg ( Rsi – Rs )

A B

Igualando los volúmenes a condiciones de yacimiento; se establece la siguiente

ecuación:

mN Boi+ Nboi = (N– Np) Bo+We – Wp Bw+ Gas libre total @ c. y.

Despejando el gas libre total; que incluye el gas del casquete y el de la zona de

aceite se tiene:

Gas libre total @ c.y. = mN Boi + N Boi - (N - Np) Bo - (We – Wp Bw )

Por otra parte se establece la siguiente igualdad para el gas @ c.s.:

mNBoi

GAS LIBRE

INICIAL

GAS LIBRE

RESIDUAL

TOTAL

(N-Np)bo ACEITE RESIDUAL

Nboi

ACEITE INICIAL We –WpBw

ENTRADA DE AGUA NETA

Representación esquemática del cambio en la distribución de los fluidos en un yacimiento. (A)

a condiciones iniciales; (B) a condiciones después de producir.



Volumen de

gas libre

inicial del

casquete

+

Volumen de

gas

disuelto

inicial

=

Volumen de

gas libre

residual

+

Volumen de

gas

disuelto

Residual

+

Volumen

de gas

producido

O sea:

NpRpNpNBg

WpBwWeBoNpNNBoimNBoiNRsi

Bgi

mNBoi

)(

)()(

Multiplicando por Bg, desarrollando y ordenando:

)( WpBwWeNpRpBgNpRsBgNpBoNRsBgNBoNBoimNBoiNRsiBgBgi

BgmNBoi

Factorizando N y Bt, sustituyendo Boi por Bti

)()()1()( WpBwWeRsRpBgBoNpBgi

BgmBtiBtiBtN

Despejando N:

1

)()(

Bgi

BgmBtiBtiBt

WpBwWeRsRpBgBoNpN

Esta ecuación es equivalente a la derivada originalmente por Schiltuis. La

equivalencia puede establecerse sumando y restando Np Bg Rsi en la

ecuación de Schiltuis , desarrollada en 1936, es:

1

)()(

Bgi

BgmBtiBtiBt

WpBwWeRsiRpBgBtNpN

2.4. CONSIDERACIONES SOBRE LA ECUACION DE BALANCE DE

MATERIA.

Se estima conveniente indicar las siguientes características de dicha

ecuación:

La E.B.M. es un Modelo Matemático: en el que se considera al yacimiento

como un recipiente de volumen constante; su aplicación a porciones de un

yacimiento conduce generalmente a errores substanciales.



La E.B.M. contiene tres Incógnitas: N, We y m , por lo que es necesario

determinar el valor de una o dos de ellas por otros procedimientos; para

aplicar la E.B.M. es necesario contar con información confiable sobre la

producción de fluidos y la variación de la presión del yacimiento; asimismo,

se debe de disponer de datos de laboratorio, sobre las propiedades de los

fluidos, que representen las condiciones de vaporización que se esperan en

el yacimiento.

En la derivación de la E.B.M.: se considera que no existe segregación del

gas liberado en la zona de aceite, tampoco se consideró la expansión de la

roca y el agua congénita.

Se observa de la ecuación 3.6 que su numerador y su denominador tienden a

cero al principio de la explotación de un yacimiento o cuando se mantiene su

presión por un activo empuje hidráulico. En estas condiciones el valor de N

es indeterminado y la E.B.M. puede proporcionar resultados absurdos.

El valor de N: debe obtenerse también por métodos volumétricos, este

valor debe concordar, con una diferencia menor del 10% con el obtenido

por la E.B.M.

Si el yacimiento no contiene casquete de gas: (m=0), y la producción de

agua es despreciable:

BtiBt

WpBwWeRsiRpBgBtNpN

)(

(3.8)

Si no existe entrada de agua (We=0), ni casquete de gas (m=0), y la

producción de agua es despreciable:

BtiBt

RsiRpBgBtNpN

)( (3.9)

La E.B.M. se expresa comúnmente en la forma siguiente:

WpBwRsRpBgBoNpWeBgi

BgNmBtiBtiBtN

(1)( (3.10)



En esta forma se indica que la expansión del aceite y el gas iniciales más la

entrada de agua en el yacimiento es igual al volumen total de fluidos

producidos, o desplazados del yacimiento a condiciones de yacimiento.

)( BtiBtN Representa la expansión del aceite y su gas disuelto contenido

originalmente en el yacimiento.

1

Bgi

BgNmBti Es la expansión del gas casquete original.

We Es el volumen de agua que invade al yacimiento y corresponde

generalmente a la expansión del acuífero.

)( RsRpBgBoNp Es el volumen total de hidrocarburos producidos o

desplazados =Np Bo (aceite más gas disuelto) + Np Bg Rp (gas total) – Np

Bg Rs (gas disuelto).

Se indicó que en la derivación de la ecuación 3.6 se considera la expansión

de la roca y del agua congénita; el efecto de estas expansiones es

generalmente despreciable, ya que la compresibilidad del gas, que es el

principal agente interno desplazante, es mucho mayor que la del agua y la

roca.

Si por alguna razón se juzga conveniente tomar en cuenta la expansión de

los elementos mencionados, se tendrán que incluir en la E.B.M. los términos

correspondientes, quedando la ecuación:

pCw

Swig

mNBtiSwig

Swio

NBtiSwioWepCf

Swig

mNBti

Swio

NBti

Bgi

BgmNBtiBtiBtN '

11'

111

WpBwRsiRpBgBtNp )( (3.11)

En esta ecuación Swig

mNBtiy

Swio

Nbti

11son los volúmenes de poros en las

zonas de aceite y en el casquete de gas; estos términos multiplicados por

las saturaciones de agua correspondientes dan los volúmenes de agua en

ambas zonas.

Ingeniería de Yacimientos FCIVM -UAJMS

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