YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS CON EMPUJES SIMULTANEOS: GAS EN SOLUCION, CAPA DE GAS E HIDROSTATICO Caracterstica de los Yacimientos con empuje por capa de Gas y empuje Hidrostticos Las ecuaciones de balance de materiales se aplica a yacimientos volumtricos y de empuje hidrosttico que no tienen capa en el gas inicial, es decir que inicialmente estn subsaturados; aunque se debe tomar en cuenta que las ecuaciones se aplican a yacimientos donde se forma una capa artificial de gas debido a segregacin gravitacional del petrleo y del gas libre por debajo del punto de burbujeo, o a la inyeccin de gas en las partes superiores de la estructura del yacimiento. Al existir una capa inicial de gas donde el petrleo esta inicialmente saturado no existe la fuente de energa debido a que existe dilatacin del liquido. La energa acumulada en el gas disuelto es adicionada por la existente en la capa de gas, y no es raro que las recuperaciones en yacimientos con capa de gas sean generalmente mayores que en aquellos yacimientos sin capa de gas, considerando las dems condiciones iguales. En empujes por capa de gas, a medida que la produccin avanza y la presin del yacimiento disminuye, la expansin de la capa de gas desplaza el petrleo hacia abajo. Fenmeno que se observa por el aumento de las razones gas-petrleo en los pozos localizados sucesivamente ms debajo de la estructura. Al mismo tiempo, debido a su dilatacin, la capa de gas retarda la disminucin de presin y al mismo tiempo la liberacin de gas en solucin dentro de la zona de petrleo, mejorando en esta forma la recuperacin por reduccin en las razones gas-petrleo de produccin de los pozos. Este mecanismo es mas eficiente en aquellos yacimientos con acentuado relieve estructural, ya que introduce un componente vertical de movimiento del fluido por medio del cual puede ocurrir segregacin gravitacional del petrleo y del gas libre en la zona productora. Las recuperaciones de yacimiento volumtrico con capa de gas varan desde las recuperaciones para yacimientos subsaturados hasta 70 a 80 por ciento del petrleo fiscal inicial en el yacimiento, las mayores recuperaciones corresponden a:

1) Capas grandes de gas. El tamao de la capa de gas se expresa generalmente con relacin al tamao de la zona de petrleo por la razn m, o

2) Formaciones uniformes y continuas.

Esto reduce el acumulamiento del gas de la capa de gas que se expande, avanzando el gas con una velocidad mayor que el petrleo, dejando este ultimo en las partes menos permeables. 3) Buenas caractersticas para segregacin gravitacional que incluyen primeramente:

a) una estructura pronunciada

b) viscosidad baja del petrleo

c) alta permeabilidad

d) bajas velocidades del petrleo.

Empuje hidrosttico y control hidrulico son trminos empleados para designar el mecanismo que incluye el movimiento de agua hacia un yacimiento a medida que se produce gas y petrleo. La intrusin de agua en un yacimiento puede provenir de agua marginal o agua de fondo; la ltima indica que debajo del petrleo se halla una zona acufera de suficiente espesor que permite el movimiento de agua en forma vertical. La fuente de gas ms comn en un empuje hidrosttico es el resultado de la dilatacin de la misma y la compresibilidad de la roca en el acufero; sin embargo, puede resultar como consecuencia de un flujo artesiano. Las caractersticas importantes de un proceso de recuperacin por empuje hidrosttico son: 1) El volumen del yacimiento se reduce constantemente debido a la intrusin de agua. Dicha intrusin es una fuente de energa adicional a la energa de dilatacin (expansin) del lquido por encima del punto de burbujeo y a las energas acumuladas en el gas en solucin y en el gas libre o capa de gas.

2) La presin de fondo est ligada a la razn de intrusin de agua a la rata de vaciamiento de yacimiento. Cuando la rata de vaciamiento del yacimiento excede en una cantidad mnima la intrusin se presenta solo una pequea disminucin en la presin. Cuando la rata de vaciamiento del yacimiento excede considerablemente la intrusin , se acenta la disminucin en la presin, aproximndose a la de yacimiento con empuje por capa de gas o un empuje por gas en solucin, segn el caso,

3) Para empujes hidrostticos marginales, la migracin regional se acenta en direccin de las partes ms altas de la estructuradas.

4) A medida que la intrusin de agua contina en los empujes hidrostticos marginales y de fondo, aumenta el volumen de agua producida, y eventualmente todos los pozos producirn agua.

5) En condiciones favorables, las recuperaciones de petrleo son altas y varan entre 60 y 80 por ciento del petrleo original en el yacimiento.

Ecuacin General del Balance de Materiales para este tipo de Yacimiento

Cuando se perforan pozos en yacimientos de gas y de petrleo, se produce gas, petrleo, y frecuentemente agua, lo que reduce la presin del yacimiento permitiendo que el petrleo y el gas restante se expandan y llenen el espacio vacante formado por los fluidos removidos. Cuando los estratos que contienen gas y petrleo estn hidrulicamente conectados con estratos acuferos, el agua invade el yacimiento a medida que la presin disminuye debido a la produccin. Como consecuencia, se disminuye el grado de expansin de petrleo y del gas que permanecen en el yacimiento y retarda la disminucin de presin del mismo. Ya que la temperatura de los yacimientos de gas y de petrleo permanece constantes durante el proceso de produccin, el grado de expansin del petrleo y del gas remanentes depende nicamente de la presin. Por tanto, tomando muestra de fondo de los fluidos del yacimiento bajo presin, y midiendo sus volmenes relativos en el laboratorio a temperatura del yacimiento y de varias presiones, es posible pronosticar la forma en que estos fluidos se comportaran en el yacimiento a medida que la presin del yacimiento disminuye.

Las compresibilidades de la formacin y del agua innata son bastante reducidas; sin embargo , sus valores respecto a la compresibilidad de los fluidos el yacimiento por encima del punto de burbujeo son significativos y responsables por una fraccin considerable de la produccin por encima del punto de burbujeo. La tabla presenta un intervalo de valores de compresibilidades de fluidos y de formacin, de donde puede concluirse que las compresibilidades del agua y de formaciones generalmente son menos importantes en yacimientos de gas y con capa de gas, y en yacimientos subsaturados por debajo del punto de burbujeo cuando existe una saturacin apreciable de gas. Debido a esto y a las complicaciones que introduciran en las ecuaciones existentes ms o menos complejas, las compresibilidades del agua y de formacin se desprecian, excepto en yacimientos subsaturados que producen por encima del punto del burbujeo. El gas disuelto en el agua de formacin por lo general tambin se desprecian, y en muchos casos el volumen de agua producida no se conoce con suficiente precisin.

Tabla. Limites de variacin de compresibilidades: Formaciones geolgicas 3 10 X .10-6 1/1pc Agua 2 4 X .10-6 1/1pc Petrleo subsaturado 5 - 100 X .10-6 1/1pc

Gas a 1000 1pc 900 - 1300 X .10-6 1/1pc Gas a 5000 1pc 50 200 X .10-6 1/1pc

La ecuacin general del balance de materiales, consiste simplemente en un balance volumtrico. Se basa en que el volumen del yacimiento (de acuerdo a sus limites iniciales) es constante y por tanto la suma algebraica de los cambios volumtricos de las cantidades de petrleo, gas libre y agua en el yacimiento deben ser igual a cero. Por ejemplo, si los volmenes de gas y petrleo en el yacimiento disminuyen, el total de estas dos reducciones deben ser contrarrestado por un aumento de igual magnitud en el volumen de agua. Si se supone que existe equilibrio completo en el yacimiento a todo tiempo entre el petrleo y su gas disuelto, puede escribirse una expresin general del balance de materiales que relacione las cantidades de petrleo, gas y agua producidas, la presin promedia de yacimiento, la cantidad de intrusin de agua de acufero y finalmente el contenido inicial de gas y de petrleo en el yacimiento. Estos clculos requieren datos del yacimiento, de produccin y de laboratorio: 1) Presin inicial del yacimiento y presin promedia del yacimiento a intervalos sucesivos de tiempo despus de comenzar la produccin.

2) Produccin de petrleo en barriles fiscales, medidos a medidos a presin de una atmosfera y temperatura de y 60 F, a cualquier periodo o durante un intervalo de produccin cualquiera. 3) Produccin total de gas en pies cbicos a condiciones normales. Cuando se inyecta gas en el yacimiento, este total ser la diferencia entre el gas total producido y el reinyectado en el yacimiento. 4) Razn del volumen inicial de la capa de gas al volumen inicial del petrleo, representada por el smbolo m. si este valor puede determinarse con razonable precisin, queda entonces solo una incgnita (N) en el balance de materiales para yacimientos volumtricos con capa de gas, y dos (N y W.) para yacimientos con empuje hidrosttico. El valor de m se determina a partir de datos de ncleos y de registros, adems de datos de terminacin de pozos que generalmente ayudan a localizar los contactos gas-petrleo y agua-petrleo. Cabe decir que la razn m muchas veces se conoce con mayor precisin que los valores absolutos de los volmenes de la capa de gas y de la zona de petrleo. Ejemplo, cuando la roca de yacimiento presenta caractersticas esencialmente iguales , tanto en la capa de gas como en la zona de petrleo , m puede tomarse como la razn de los volmenes netos, sin tener en cuenta la saturacin promedia de agua innata o la porosidad promedia. Mas aun, puede tomarse como la razn de los volmenes totales, sin tener en cuenta los factores que reducen tales volmenes totales a volmenes netos de produccin. 5) Factores volumtricos del petrleo y del gas y razones gas disuelto-petrleo. Estos datos se obtienen en funcin de presin a partir de pruebas de laboratorio con muestras de fluidos del fondo del pozo. Las pruebas se realizan por el mtodo de liberacin diferencial o por el mtodo de liberacin instantnea. 6) Cantidad de agua producida. 7) Cantidad de intrusin de agua en el yacimiento, proveniente del acufero.Para simplificar, la deduccin de la ecuacin del balance de materiales, se divide en los cambios de los volmenes de petrleo, gas y agua que ocurren a partir del comienzo de la produccin y cualquier tiempo t. Cambio en el volumen de petrleo: Volumen inicial de petrleo en el yacimiento = NBoi P3 Volumen de petrleo al tiempo t y presin p=(N Np ) Bo P3 Disminucin en el volumen de petrleo=N Boi - (N Np ) Bo P3

Cambio en el volumen de gas libre:

Volumen inicial de gas libre=G Boi = Nm Boi

Cambio en el volumen de agua: Volumen inicial de agua en el yacimiento= WresP3 Produccin cumulativa de agua a t=WpP3 a 60F y 1 atm Volumen de produccin cumulativa de agua a condiciones del yacimiento=BwWpP3 Volumen de intrusin de agua al tiempo t a condiciones del yacimiento = V P3

Igualando el total de las disminuciones en el volumen de petrleo y desarrollando los trminos, se obtiene :

Escribiendo ahora (Bo+(Rsi-Rs)Bg)=Bt donde Bt es el factor volumetrico total, de dos fases o del petrleo activo y despejando N tenemos que:

PRESIONES EN LOS YACIMIENTOS: HIDROSTTICA, DE FORMACIN, DE FRACTURA Y TOTAL DE SOBRECARGA

Presin hidrosttica (Ph)

Es la presin ejercida por el peso de una columna de fluido, en funcin de la densidad del fluido y longitud de la columna del mismo.

Para su clculo en el pozo se aplican las siguientes formulas: a) En pozos verticales.

Donde:

Ph = Presin hidrosttica, en Kg/cm2. Dl = Densidad del fluido o lodo, en gr/cm3 Prof = Profundidad o longitud de la columna de fluido, en m.

b) En pozos direccionales.

Donde:

P.V.V = Profundidad vertical verdadera o real, en m. Dl = Densidad del fluido o lodo, en gr/cm3 El uso de esta profundidad, se debe a que el peso, hablando fsicamente, es una fuerza con que los cuerpos son atrados (direccin vertical) hacia el centro de la tierra. Presin de formacin (Pf) Es la presin que ejercen los fluidos en los poros de las rocas. Llamndos tambin, presin de poro, de yacimiento, de roca y de fondo. Las presiones de formacin se clasifican en: normales, subnormales, y anormales, dependiendo de la densidad del lodo requerido para controlarlas. Las formaciones con presin normal, son aquellas que se pueden controlar con una densidad del orden de la del agua salada. Esta presin es originada por un yacimiento abierto. Se tiene que en la costa del Golfo de Mxico, hay un gradiente de presin normal de formacin de 0.107 Kg/cm2/m, correspondindole a la presin que ejerce una columna de agua salada de 1.07 gr/cm3, con una salinidad aproximadamente de 80,000 p.p.m. de cloruros. Las formaciones con presiones anormales, son aquellas que se pueden controlar con densidades mayores de 1.07 gr/cm3. Algunos consideran que las formaciones con presiones anormales, son

depsitos o yacimientos cerrados no conectados a la superficie. Los depsitos de este tipo generalmente se encuentran asociados con gruesas formaciones de sedimentos arriba y abajo. Generalmente se cree que el agua exprimida fuera de los sedimentos debido al peso de las rocas se puede acumular en las zonas de arenas ms permeables y si se atrapan crearn presiones excesivas. Es decir, que estas presiones se generan usualmente por la compresin que sufren los fluidos de la formacin (o las lutitas adyacentes) debido al peso de los estratos suprayacentes. S la formacin est completamente sellada, los fluidos no pueden escapar, soportando stos, parte de la presin de sobrecarga. Presin de Fractura Es la presin a la cual se presenta falla mecnica de una formacin, originndose una prdida de circulacin. Estas presiones se pueden originar por trabajar con lodos de alta densidad, cambios bruscos de presin al meter T.P. (efecto del pistn), mantener demasiado tiempo cerrado el pozo en caso de un brote con gas y mantener una presin arriba de la presin mxima permisible en el control de un brote. Las formaciones de edad geolgica reciente de poca profundidad contienen proporcionalmente ms agua y son ms porosas y por lo tanto son ms ligeras que las rocas ms profundas y se fracturan a presiones ms bajas que las rocas ms densas y ms comprimidas que se encuentran a mayor profundidad. Sin embargo, tambin, estas presiones aparecen en las formaciones geolgicas ms viejas que se encuentran a mayor profundidad. La prdida de circulacin es particularmente peligrosa cuando las formaciones expuestas en un agujero contienen alta presin, porque un brote del pozo ocurrir casi con certeza cuando baje el nivel de lodo en el pozo. El gradiente de fractura aplicable al rea de que se trate debe tenerse en consideracin cuando se trate de circular lodo pesado y llevar el control de un brote. Presin total de sobrecarga Es la presin ejercida por el peso total de los materiales (sedimentos y fluidos) sobrepuesto a una formacin en particular a determinada profundidad. El gradiente de presin total de sobrecarga terico, se toma como 0.231 kg/ cm2 /m (1.0 PSI / pie), ya que se ha calculado en trminos de promedio de las condiciones de las rocas, como en la porosidad, densidad de los sedimentos y los fluidos contenidos. Generalmente, dicho gradiente en un rea determinada de perforacin, es menor que el terico. PRESIN REDUCIDA DE BOMBEO Es la presin de circulacin que se utiliza para llevar el control de un brote. Se determina disminuyendo las emboladas aproximadamente a la mitad del gasto normal y leyendo la presin en el tubo vertical (stand-pipe). Esta presin y gasto deben anotarse en la hoja de datos preliminares y deben actualizarse cada vez que se hace un cambio en la sarta de perforacin, cuando cambien las propiedades del lodo y cada 250.0 m perforados.

Se utiliza esta presin, por las siguientes razones: Se tiene menos tiempo para poder parar la bomba y as evitar que ocurran presiones excesivas, cuando el estrangulador se cierra o se tapa. Evitar altas presiones de circulacin y en el equipo superficial. Menos esfuerzo en la bomba. (al reducir el gasto a 1/2, la presin se reduce a 1/4 y en consecuencia la potencia consumida es 1/8). Ms tiempo disponible para las operaciones superficiales (Mayor tiempo de circulacin a gasto reducido). Se tiene ms presin disponible, en caso necesario. A baja velocidad de bombeo, el control de la densidad del lodo a la entrada es ms eficiente. La experiencia de campo indica que a velocidades de bombeo moderadas, la confianza del personal en la maquinaria y en las operaciones se incrementa.