Produccion de yacimientos

República Bolivariana de Venezuela
Ministerio del poder popular para la Defensa
Universidad Nacional Experimental Politécnica De la Fuerza Armada
“UNEFA”
Núcleo Carabobo – Extensión Isabelica

Ingeniería de yacimiento
II

Ing. De Petróleo

Sección: I-003-D
Aula: 21
Alumno:
William Taveras

Valencia, 27 de mayo de 2010
Factores que afectan el recobro de un yacimientoCuando se evalúa un yacimiento para predecir su rentabilidad y así ponerlo en producción, se debe tener en cuenta una serie de factores que afectan la producción de hidrocarburos. Estos factores que van a aumentar o disminuir el recobro se nombran a continuación:

Presión del yacimiento:
La solubilidad el gas en el crudo es función de la presión. Se obtiene un aumento general en el recobrocuando 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 contracciónde petróleo al pasar a condiciones normales.
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 vacío parapermitir la formación de la saturación de gas crítica. El recobro se incrementa a medida que se incrementa la gravedad API hasta 40 °API y después disminuye. Los petróleos con mayor gravedad API tienen más contracción. Los yacimientos con más de 500 psi y solubilidades de gas mayores a 100 ft3/STB, tienen recobros que dependen más del movimiento de los fluidos que de la energía del yacimiento.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 después disminuye. Los petróleos con mayor gravedad API tienen más contracción. Los yacimientos con más de 500 psi y solubilidades de gas mayores a 100ft3/STB, tienen recobros que dependen más del movimiento de los fluidos que de la energía del yacimiento.

Forma de las curvas de permeabilidades relativas:
Para casos donde la saturación de gas crítica es cero no hay mínimo en el GOR. 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 esadverso al recobro.
Saturación de agua connata:
Cuando hay agua connata hay más recuperación ya que las curvas de permeabilidades relativas se desvían hacia la región de saturación baja de petróleo. En otras palabras, sin agua connata, el agua fluye más rápido.
Espaciamiento entre pozos:
A mayor espaciamiento mayor eficiencia de expulsión y mayor recobro. El gas de recorrer máscamino.
Rata y método de inyección de gas:
La manera de inyectar gas se toma en cuenta principalmente para mantener la presión del yacimiento. Una rata exagerada permite que no haya equilibrio y por ende el recobro se verá afectado
Histéresis de vaporización del yacimiento:
La histéresis es función de la presión. Al haber desequilibrio en las fases hay pérdida de recobro.
Ratas deproducción 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 histéresis de vaporización y la consecuente pérdida de recobro.
Gradiente de la saturación de gas en procesos de inyección:
Al inyectar gas, éste no se...