Yacimientos de Gas

Este tipo de empuje es común en yacimientos someros o con sedimentos no consolidados. También puede ocurrir donde la porosidad se ha mantenido abierta para altas presiones de fluidos. A medida que la presión de los fluidos del yacimiento declina, la presión en los solidos o presión neta de confinamiento (Pnc) aumenta debido a que el fluido en los poros soporta menos peso de sobrecarga. Algunos yacimientos responden al aumento de la Pnc por el colapso de su espacio poral. Una disminución de presión genera un aumento en el volumen de la roca en la dirección donde exista menor esfuerzo, es decir, tiende a expandirse hacia el volumen poroso. El fluido tiene un menor volumen que ocupar moviendose así a la zona de menor presión, al pozo. Estas pueden ser vías eficientes para movilizar al hidrocarburo. Si no existe un diferencial de presión, la compresibilidad de la roca y de los fluidos es cero. La cantidad de hidrocarburo que se produce, es la misma cantidad de hidrocarburo que se expande ...

Para este artículo la tarea es desarrollar los parámetros explicados con anterioridad para construir y armar la EBM. En artículos pasados se mencionó que EBM depende del tiempo, es decir, los términos volumétricos varían bajo este parámetro, estos se encargan de caracterizar el comportamiento del yacimiento. Los términos son: - Expansión del petróleo: Es la variación en el volumen de petróleo a condiciones de yacimientos en un delta de tiempo. En t=to el volumen de petróleo a condiciones de yacimientos es N*βoi, mientras que en t=tf es N*βo, por lo tanto la expansión de petróleo es definida como N*(βo -βoi). - Expansión del gas en solución: Es la variación en el volumen de gas disuelto en el petróleo a condiciones de yacimientos en un delta de tiempo. En t=to el volumen de gas disuelto en petróleo a condiciones de yacimientos es N*Rsi*βgi, mientras que en t=tf es N*Rs*βg, por lo tanto la expansión de gas disuelto en el petróleo es definida como N* βg *(Rsi -Rs). - Expansión del petró...