2 ingenieria de yacimientos

OPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003

EXPLORACION Y PRODUCCION PARA NO PETROLEROS

INGENIERIA DE YACIMIENTOS

CARLOS J. ALVAREZ S.

Junio, 2003

OPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003 2

CONTENIDO

1. CONCEPTOS BASICOS DE GEOLOGIA DE PETROLEO 3

1.1. Definición 3

1.2. Tipos de Trampas Geológicas 3

1.3. Representación Gráfica de Yacimientos 5

2. PROPIEDADES DE LAS ROCAS 5

2.1. Porosidad 6

2.2. Permeabilidad 7

3. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS 8

3.1. Definiciones y Fundamentos 8

4. MECANISMOS DE PRODUCCION DE YACIMIENTOS 10

4.1. Balance de Materia 10

4.2. Producción por Expansión de Capa de Gas 11

4.3. Producción por Gas Liberado 12

4.4. Producción por Expansión de la Formación 13

4.5. Producción por Empuje Hidráulico 14

4.6. Ecuación de Balance de Materiales 14

5. FLUJO DE FLUIDOS EN YACIMIENTOS 14

5.1. Ley de Darcy 15

5.2. Flujo Lineal 16

5.3. Flujo Radial 17

5.4. Desplazamiento de Fluidos 18

6. GERENCIA INTEGRADA DE YACIMIENTOS 19

6.1. Etapas de un Yacimiento 20


1. CONCEPTOS BASICOS DE GEOLOGIA DE PETROLEO

1.1. Definición

Para propósitos de ingeniería, se puede definir un yacimiento como una trampa

geológica en la cual se ha acumulado cierto volumen de petróleo y/o gas susceptible a

extracción. La trampa geológica es una unidad de roca, denominada formación, la cual por

razones estructurales ó estratigráficas conforma una unidad sellada que impide la migración

natural de los hidrocarburos en ella contenidos.

Para que ocurra un yacimiento deben estar presentes cuatro factores geológicos: 1)

la fuente ó roca madre, 2) la trampa, 3) el sello y 4) el yacimiento en si, conformado por

una roca porosa-permeable. En gran mayoría de los casos, los hidrocarburos contenidos en

un yacimiento provienen de materia orgánica depositada simultáneamente con las partículas

de roca, generalmente arcillas, calizas ó dolomitas. La materia orgánica se transforma en

hidrocarburos por el efecto combinado de varios factores tales como temperatura, presión y

la acción de bacterias. En la medida que la sedimentación de nuevas capas de roca ocurre,

la presión que estas ejercen sobre la roca madre hace que los hidrocarburos en forma de

gotas salgan de ella y migren hasta conseguir una capa de rocas impermeable que los

detenga. Si esto último no ocurre, los hidrocarburos llegan hasta la superficie formando

acumulaciones que pueden ser menes ó lagos de asfalto natural.

1.2. Tipos de Trampas Geológicas

En sentido general, las trampas pueden agruparse en dos categorías: trampas

estructurales y trampas estratigráficas. En la trampa estructural la roca yacimiento tiene por

tapa una capa de roca impermeable que, conjuntamente con la geometría de su

configuración facilita la acumulación de los hidrocarburos en su parte estructural más alta

(ver figura 1). La gran mayoría de los campos petroleros gigantes del mundo están

asociados con inmensas trampas estructurales en forma de anticlinal.


4800’

5000’5200’

5400’

4800’

5000’

5200’

5400’

Sección A-A’

A A’

Trampa estructural anticlinal Mapa estructural del yacimiento

(Profundidad en pies)

CAP

Figura 1. Trampa estructural de un yacimiento

La trampa estratigráfica ocurre cuando en la formación que conforma el yacimiento

se presentan degradaciones ó cambios bruscos en las características (porosidad y

permeabilidad) de la roca, que impide la migración de los hidrocarburos hacia estratos

superiores. En este caso, al igual que en las trampas estructurales, se requiere de la

presencia de rocas impermeables por encima de la trampa estratigráfica, que permita el

entrampamiento (ver figura 2).

Sección A-A’

A A’

Trampa estratigráfica acuñada Mapa estructural del yacimiento

(Profundidad en pies)

CAP

4800’

5000’5200’

Figura 2. Trampa Estratigráfica Acuñanda


1.3. Representación Gráfica de Yacimientos

La perforación de pozos, la corrida de registros en los mismos y la interpretación de

sísmica permiten la obtención de la información necesaria para dar una idea bastante

aproximada de la configuración de un yacimiento y la distribución de los fluidos que este

contiene. Esta configuración y distribución de fluidos se representa mediante mapas de

subsuelo denominados mapas estructurales y mapas isópacos.

Los mapas estructurales representan la forma y geometría del yacimiento (ver figura

3), mientras que los mapas isópacos representan el espesor (bruto, neto y neto petrolífero)

del yacimiento y la distribución de los fluidos en el mismo (ver figura 4).

4800’

5000’

5200’

5400’

A A’

Mapa Isópaco de un yacimientoMapa estructural de un yacim iento(Profundidad en pies) (Espesor en pies)

20’

30’

30’ 20’20’

10’0’

Fig. 3 Fig. 4

Otros tipos de mapas importante son los de distribución de la porosidad, muy útiles

en la estimación de reservas y los mapas de distribución de permeabilidad y saturación que

se utilizan para predecir el movimiento de los fluidos durante el proceso de explotación.

2. PROPIEDADES DE LAS ROCAS

En general, las rocas que componen los yacimientos son sedimentarias, compuestas

por partículas cementadas entre sí. Según la composición química de las partículas de

rocas, un yacimiento puede ser de areniscas o carbonatos. Los carbonatos son


mayoritariamente calizas, pero en algunos casos, por efecto del agua y de los minerales que

esta arrastra, la caliza puede transformarse en dolomita.

Dependiendo del tipo de roca o combinación de rocas que conforman un

yacimiento, existen tres propiedades que le imprimen características particulares y que

inciden en gran medida sobre cuanto hidrocarburo hay originalmente en el yacimiento y

cuanto de este volumen original puede ser producido. Estas propiedades son: porosidad y

permeabilidad, las cuales se determinan a partir de análisis de núcleos de yacimientos que

se cortan durante la perforación de algunos pozos seleccionados para tal propósito, así

como del análisis de registros que se perfilan en la gran mayoría de los pozos luego de

perforados, antes de bajar la tubería de revestimiento.

2.1. Porosidad

Es el volumen vacío intergranular que tiene una roca y se expresa como un

porcentaje del volumen total bruto. Comúnmente se emplean cuatro términos para definir la

porosidad: efectiva, total, primaria y secundaria.

La porosidad efectiva considera solamente el volumen vacío de una roca que está

interconectado por canales. La porosidad total incluye además el volumen vacío aislado de

los canales de flujo. La porosidad primaria se refiere a los espacios vacíos que se formaron

originalmente cuando se solidificó la roca y porosidad secundaria se refiere al espacio libre

que se forma después de la consolidación original de la roca, como resultado de disolución

de los elementos cementantes por efecto del agua o por fracturamiento de la roca al ser

sometida a esfuerzos naturales ó artificiales. Ver figuras 5 y 6.


Porosidad SecundariaPorosidad primaria

Granos de arena

Espacio poroso

Fig. 5 Fig. 6

Para efectos de la ingeniería de yacimientos, la porosidad efectiva, tanto primaria

como secundaria, es la propiedad de roca que más interesa, ya que solo a través de los

poros interconectados se pueden desplazar los fluidos contenidos.

El método más común para determinar la porosidad mediante el análisis de núcleos

consiste en secar la muestra de roca y pesarla, luego se inyecta un fluido de densidad

conocida hasta saturar completamente la muestra y se pesa nuevamente. El volumen de

poros interconectados es igual al peso del fluido inyectado dividido entre la densidad de

dicho fluido, y la porosidad, expresada en porcentaje, se calcula dividiendo el volumen de

poros entre el volumen total bruto de la muestra y multiplicando por 100.

Como se mencionó anteriormente, existen otros métodos diferentes al análisis de

núcleos para determinar porosidad, tales como cálculos con los valores arrojados por

algunos registros, como el Registro de Neutrón, corridos en hoyo desnudo en los pozos, que

será materia de otro capítulo en este programa.

2.2 Permeabilidad

Es la medida de la facilidad con la que una roca permite que los fluidos se muevan a

través del espacio poroso interconectado. Regularmente se calculan dos tipos de

permeabilidad de una roca: la permeabilidad absoluta, que corresponde a la movilidad de

un solo fluido en los poros (ver Figura 7) y la permeabilidad relativa que considera la

movilidad de uno de los fluidos (gas, petróleo ó agua) con respecto a los otros fluidos


presentes en el yacimiento. Por ejemplo la permeabilidad relativa del petróleo respecto al

agua.

P1 P2

L

Q

A

u

Figura 7

La permeabilidad absoluta se determina haciendo fluir a través de un núcleo un

líquido de viscosidad conocida, con dicho núcleo previamente saturado 100% con el mismo

líquido, midiendo la taza de flujo y el descenso de presión a través del núcleo. La

permeabilidad se calcula utilizando la siguiente forma de la ley de Darcy:

k = qul / A p

donde:

k = permeabilidad (darcys)

q = tasa de flujo a través del núcleo (cc/seg)

u = viscosidad del fluido (centipoises)

l = longitud del núcleo (cms.)

A = área transversal del núcleo (cm2)

p = caída de presión a través del núcleo (atmósferas)

3. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Esta parte del curso define las propiedades de los fluidos y la relación entre el

volumen ocupado por dichos fluidos a las condiciones de presión y temperatura del

yacimiento y el que ocupan a condiciones estándar de superficie, las cuales se han definido


como 60°F y 14,7 lppc. Estas propiedades comúnmente llamadas PVT (presión – volumen

– temperatura) se obtienen al hacer pruebas de laboratorio a muestras de fluidos tomadas a

condiciones de yacimientos, las cuales son sometidas a procesos de despresurización ó

enfriamiento progresivo hasta alcanzar las condiciones estándar de superficie.

3.1. Definiciones y Fundamentos

Las siguientes definiciones fundamentales de las propiedades de los fluidos,

comúnmente llamadas PVT (presión-volumen-temperatura), son necesarias para relacionar

los volúmenes de los hidrocarburos a condiciones de yacimientos con dichos volúmenes a

condiciones de superficie. Los factores descritos a continuación son evaluados a partir de

muestras de fluidos tomadas a condiciones de yacimiento y para lo cual es necesario

conocer de antemano la Presión de Burbujeo ó Presión de Saturación (Pb), la cual es la

presión, a la temperatura de yacimiento, a la cual se separa la primera burbuja del gas en

solución con el petróleo.

Compresibilidad: (c) es la reducción en volumen, medida en fracción, que

experimenta un fluido por cada lppc de incremento en la presión. Se mide en vol/vol/lppc y

se obtiene midiéndola directamente de una muestra de fluido del yacimiento.

Viscosidad: (u), la cual se define como la capacidad de un fluido a moverse en un

medio poroso - permeable. Las viscosidades del petróleo (uo), del agua (uw) y del gas (ug),

son necesarias para describir el flujo de fluidos en los yacimientos. Las viscosidades del

agua, gas y petróleo se pueden determinar mediante modelos matemáticos computarizados,

basados en correlaciones, los cuales proveen datos tan exactos como los obtenidos en

laboratorio a un menor tiempo y costo.

Factores volumétricos

Factor volumétrico del yacimiento (Bo): es el volumen de yacimiento, medido a

condiciones de yacimiento, que es ocupado por un barril a condiciones estándar de petróleo


y su gas disuelto. Son de uso frecuente en la ingeniería de yacimientos los valores de Boi ó

Bo a la presión inicial del yacimiento y Bob, que es el Bo a la presión de burbujeo.

Factor volumétrico del gas (Bg): es el volúmen del yacimiento en barriles, medido a

condiciones de yacimiento, que ocupa un pie cúbico estándar de gas.

Relación gas en solución a petróleo (Rs): es el volumen de gas, en condiciones

estándar, disuelto en un barril estándar de petróleo, a las condiciones de presión y

temperatura del yacimiento.

Las definiciones antes descritas permiten calcular el factor de volumen total de la

formación (Bt), que representa el factor volumétrico de crudo y gas vaciado de un

yacimiento luego de un cierto período de explotación. Estos valores son muy importantes

en los cálculos de balance de materia, que estudiaremos posteriormente.

Bt = Bo + (Rsi – Rs) Bg

Así mismo, el factor volumétrico del gas (Bg) puede calcularse partiendo de una

ecuación que tiene como origen la combinación de las leyes de Boyle y Charles y la cual se

ilustra a continuación:

Bg = 0,00502 zy Ty / Py

Donde:

Zy = es el factor de desviación del gas a condiciones de yacimiento

Ty = Temperatura del yacimiento en °R

Py = Presión del yacimiento en lppc

4. MECANISMOS DE PRODUCCION DE YACIMIENTOS

4.1. Balance de Materia


Cuando se produce un determinado volumen de petróleo de un yacimiento, el

espacio que estuvo ocupado por ese petróleo es llenado por otra cosa. Si no existe un

reemplazo eficiente de dicho petróleo, luego de cierto tiempo, la presión del yacimiento

comenzará a declinar trayendo como consecuencia una declinación de la capacidad de

producción de dicho yacimiento. Así mismo, la declinación de presión puede causar la

afluencia de volúmenes adicionales de agua y gas.

La figura 8 muestra esquemáticamente como el volumen poroso originalmente

ocupado de un yacimiento es reemplazado por otros materiales.

Petróleo

Agua

Petróleo

Agua

Gas

Condiciones originales Condiciones de explotación

Fig. 8

4.2. Producción por Expansión de Capa de Gas

Si la presión original de un yacimiento se encuentra por debajo de la presión de

burbujeo, entonces existe la presencia de una capa de gas original. Al iniciarse la extracción

de petróleo del yacimiento, dado que la compresibilidad del gas es menor que la del

petróleo, el casquete de gas aumentará su volumen, mientras no sea producido. Por otro

lado, a medida que la presión disminuye, el gas disuelto en el petróleo se liberará formando

parte de la capa de gas y contribuyendo con su expansión. Si el yacimiento tiene una alta

inclinación como resultado de un cierre estructural pronunciado, la expansión de la capa de

gas actuará como un pistón empujando el petróleo a salir a través de los pozos productores.

Ver Figura 9.


CAP

GAS

PETROLEO

AGUA

Fig. 9

Este mecanismo de producción tiene como principal problema el hecho de que al

disminuir excesivamente la presión por efecto de la extracción del petróleo, un volumen

considerable del petróleo original (20% - 40%), quedará adherido a los granos de la roca y

se perderá su posibilidad de extracción. Por otro lado, al expandirse la capa de gas, dicho

frente avanzará hacia los intervalos productores de los pozos, moviéndose

preferencialmente con relación al petróleo y causando problemas conocidos como

digitación y conificación. Ver Figura 10.

Cono de Gas

GAS

PETROLEO

AGUA

Pozo Productor

Fig. 10


4.3. Producción por Gas Liberado

Cuando un yacimiento alcanza la presión de burbujeo, comienza a separarse el gas

inicialmente disuelto en el petróleo, el cual ocupa el volumen poroso que contenía el

petróleo producido. Para calcular el volumen de gas liberado que ocupa este espacio se

utiliza la siguiente ecuación:

VGL = (N Rsi – (POES – Np) Rs – Gps) Bgs

Donde:

POES = Petróleo original en sitio medido en barriles a condiciones estándar

Np = Petróleo producido acumulado medido en barriles estándar

Rsi = Relación original gas en solución – petróleo, scf / STB

Gps = Gas en solución producido acumulado, medido en scf

Bgs = Factor volumétrico actual para el gas en solución Bcy / scf

Esta ecuación permite calcular el gas inicialmente en solución que ha sido liberado

y que aún se encuentra en el yacimiento.

4.4. Producción por Expansión de la Formación

En yacimientos con muy alta presión original, en la que es necesario que ocurran

caídas de presión de miles de lppc durante el proceso de extracción, para llegar a la presión

de burbujeo, el efecto de expansión de la roca y del agua innata puede ser importante.

La expansión de la roca y el agua innata se calcula a partir de los factores de

compresibilidad de la roca ó formación (cf) y del agua innata (cw) mediante las ecuaciones:

Expansión = (cf + cw Swi) (POES Boi / 1 – Swi) (pi - p)

donde:

cf = compresibilidad de la formación medida en vol/vol/lppc

cw = compresibilidad del agua innata medida en vol/vol/lppc

POES = Petróleo original en sitio medido en barriles estándar

Boi = Factor volumétrico del petróleo a las condiciones originales


Swi = Saturación de agua innata medida en fracción

pi = presión inicial del yacimiento medida en lppc

p = presion actual del yacimiento medida en lppc

Los yacimientos que producen principalmente por este método, por lo general

presentan altas tasas de declinación de presión, dejando importantes volúmenes de crudo no

producible en el yacimiento (>50%) al caer la presión por debajo de la presión de burbujeo.

Por esto, se recomienda iniciar un proceso de mantenimiento de presión mediante inyección

de gas y/o agua tan pronto como sea posible inmediatamente después de la etapa de

desarrollo.

4.5. Producción por Empuje Hidráulico

En muchos yacimientos existe la presencia de acuíferos que generan un empuje

activo de agua que actúa como un pistón de abajo hacia arriba, comprimiendo el petróleo y

manteniendo ó minimizando la caída de presión.

La afluencia neta de agua en un yacimiento se calcula mediante la ecuación:

Wn = We – Wp Bw

Donde:

Wn = afluencia neta de agua, en barriles a condiciones de yacimiento

We = afluencia de agua acumulada, en barriles a condiciones de yacimiento

Wp = agua producida acumulada, en barriles a condiciones estándar

Bw = factor volumétrico del agua a condiciones de yacimiento Bcy/STB

4.6. Ecuación de Balance de Materiales

El volumen original de petróleo en un yacimiento es igual a la suma de todos los

volúmenes especificados en los renglones anteriores, los cuales han sido descritos, por lo


tanto, en cualquier etapa de la explotación de un yacimiento, a una determinada presión,

podemos calcular dicho volumen de la siguiente manera:

Volumen original de petróleo = Expansión de la capa de gas + Volumen de gas

liberado + Volumen de petróleo + Expansión de

la roca y el agua + Afluencia neta de agua

5. FLUJO DE FLUIDOS EN YACIMIENTOS

Como se ha mencionado, un yacimiento está compuesto por una roca porosa y

permeable que contiene petróleo, gas y agua en diferentes proporciones. Todas las

ecuaciones usadas para describir el flujo de fluidos en un medio poroso y permeable están

basadas en la Ley de Darcy y en la ingeniería de yacimientos se utilizan para predecir el

comportamiento de afluencia de los fluidos del yacimiento hacia los pozos productores.

5.1. Ley de Darcy

En 1856 Henry Darcy publicó los resultados de un estudio experimental acerca del

flujo vertical de agua a través de filtros compuestos de capas de arena consolidada. Lo que

consiguió fue sencillamente que la tasa de flujo volumétrico del agua era directamente

proporcional a la altura de la columna de agua por encima del tubo de salida colocado en la

base del filtro. Ver Figura 11.

ARENA

AGUA

Qw

L hw

A


Fig. 11

La ecuación original de Darcy, sin especificar unidades, es:

Qw = c (A hw) / L

Donde:

Qw = tasa de flujo de agua a través del filtro

A = área transversal de la capa filtrante

hw = altura de la columna de agua por encima del orificio de salida

L = altura de la capa filtrante

C = constante de proporcionalidad

En poco tiempo la aplicación de la Ley de Darcy se hizo extensiva a otros fluídos,

con la variante de que se introdujeron tres nuevas variables, la densidad y la viscosidad, que

dependen del tipo de fluido utilizado y la permeabilidad que depende del medio poroso-

permeable. Sustituyendo la altura de la columna de fluido en término de presiones, la

ecuación quedaría:

q = k A (Pi – Po) / u L

Donde:

Pi = presión de entrada del fluido, en atmósferas

Po = presión de salida del fluido, en atmósferas

5.2. Flujo Lineal

La forma diferencial de la ecuación de Darcy es completamente general y puede

usarse para desarrollar ecuaciones relacionadas con flujo de fluidos en estado de equilibrio

ó de seudoequilibrio. Flujo equilibrado es aquel en el que las condiciones de flujo, tasa y

distribución de presión se mantienen constantes en el tiempo.

q / A = - k / u ( dp / dl)


Ahora, consideremos la forma más sencilla de flujo en equilibrio, para un fluido

incompresible en un sistema lineal, tal como se muestra en la Figura 12, el medio poroso

tendrá un área transversal constante al flujo (A), una longitud finita (L), una permeabilidad

uniforme (K), está saturado de un líquido incompresible de viscosidad constante (u) y las

presiones en las caras de entrada y salida del sistema son Po y PL.

Po PL

L

Q

A

u

Fig. 12

De esta forma, la ecuación se transformaría en:

q = k A (Po – PL) / u L

5.3. Flujo Radial

Para simular el flujo de fluidos de un área del yacimiento conocida como radio de

drenaje de un pozo hacia el pozo, se requiere modificar las ecuaciones adaptándolas a un

sistema de flujo radial. Ver Figura 13.


rw

re

h

Vista superior Vista lateral

Pozo

Area dedrenaje

Fig. 13

En este caso, la ecuación ampliamente utilizada en ingeniería de yacimientos para

determinar tasas de producción para pozos individuales es:

q = 0,00708 k h (Pe – Pw) / B u ln(re / rw)

Donde:

q = tasa de producción del pozo en B/D

k = permeabilidad en el radio del pozo, en milidarcys

h = espesor promedio del yacimiento, en pies

Pe = presión del yacimiento al extremo del radio de drenaje, lppc

Pw = presión del pozo a la profundidad del yacimiento, lppc

B = factor volumétrico del fluido, Bcy/STB

u = viscosidad del fluido, centipoises

re = radio de drenaje del pozo, pies

rw = radio del pozo, pies

5.4. Desplazamiento de Fluidos

Prácticamente, todo el petróleo que es producido de un yacimiento, es desplazado

del volumen poroso por agua o por gas. Estos pueden estar originalmente en el yacimiento


ó puede formarse una capa de gas al caer la presión por debajo de la presión de burbujeo.

Las ecuaciones de desplazamiento de fluidos en yacimientos están fuera del alcance de este

curso básico, pero daremos una idea de cómo ocurren estos desplazamientos.

La realidad de los yacimientos es que tienen una distribución irregular de

permeabilidad que hace que el efecto de pistón no tenga un frente regular en todos los

estratos que conforman el yacimiento. De esta manera, el agua y el gas pueden encontrar

canales preferenciales de movilidad que hacen que la irrupción se presente de manera

inesperada en algunos de los intervalos abiertos de los pozos productores. Ver Figura 14.

Pozo Productor

AGUA

PETROLEO

Frente irregular de agua

Fig. 14

El control de los frentes de inyección es una de las actividades más importantes de

los ingenieros de yacimientos, porque un proceso fuera de control puede causar que un alto

porcentaje del petróleo en sitio quede entrampado por el avance del agua ó del gas, sin

posibilidad de ser posteriormente recuperado.


Sísmica 4D y pozos observadores son algunas de las tecnologías que actualmente se

utilizan para mantener control de los frentes de fluidos y del proceso de desplazamiento

natural ó por inyección.

6. GERENCIA INTEGRADA DE YACIMIENTOS

Durante mucho tiempo, las empresas operadoras del negocio de petróleo y gas

mantuvieron estructuras conformadas por organizaciones funcionales con actividades

segmentadas por los límites de responsabilidad de cada organización. Así mismo, las

inversiones y ejecución de obras realizadas en subsuelo y superficie generalmente estaban

desfasadas y los beneficios de la infraestructura para el manejo de fluidos no estaba en

sincronización con los planes de explotación del yacimiento.

Durante la década de los años 90, la Gerencia Integrada de Yacimiento cobra vigencia y

desplaza la visión segmentada de la gerencia funcional por una visión integrada subsuelo –

superficie, en la que equipos multidisciplinarios trabajan con un solo objetivo común:

maximizar el recobro económico de los volúmenes de hidrocarburos contenidos en un

yacimiento.

6.1. Etapas de un yacimiento

Existen cinco etapas básicas en la vida de un yacimiento comercial de

hidrocarburos. La primera de estas etapas es previa a su descubrimiento y se llama

EXPLORACION. En esta etapa, la cual se caracteriza por inversiones de moderadas a altas,

pero con un alto riesgo, se realizan actividades relacionadas con estudios regionales de

superficie y por satélite; lo cual permite identificar áreas que por análisis comparativo

permite correlacionar su prospectividad con relación a otras cuencas petrolíferas.

Posteriormente, se procede con la adquisición y procesamiento de sísmica; lo cual permite

identificar estructuras geológicas prospectivas para la acumulación de hidrocarburos en el

subsuelo, mediante la interpretación de ondas acústicas generadas en superficie, que viajan

hasta los estratos del subsuelo y rebotan de nuevo hacia la superficie donde son captadas


por equipos especiales. Finalmente, se ejecuta la única actividad que realmente, hasta

ahora, permite asegurar la existencia de trampas geológicas que contienen hidrocarburos en

cantidades comercialmente explotables. Esta actividad es la perforación exploratoria.

La etapa que precede al descubrimiento de un yacimiento comercial de

hidrocarburos, se llama DESARROLLO. Este consiste en una primera actividad de

perforación de avanzada; para establecer los límites del yacimiento, una segunda etapa en la

cual se establece y ejecuta el patrón ó modelo de perforación de desarrollo para extraer la

mayor cantidad posible de hidrocarburos con el menor costo y una activida paralela a esta

es la cual se construyen las instalaciones e infraestructura de superficie que permitirán la

recolección, manejo, transporte y disposición de los hidrocarburos a ser producidos. Esta es

la etapa de las mayores inversiones y mediano riesgo.

Posteriormente, se ejecuta un período de EXPLOTACION, en el cual se minimizan

las inversiones y aumentan los costos de operación del nuevo yacimiento. Por lo general, en

esta etapa se alcanza el plató de producción y se genera el mayor flujo de caja del proyecto.

Una vez iniciado el período de EXPLOTACION, es necesario identificar el

momento propicio para implantar un proyecto de RECUPERACION MEJORADA que

permita maximizar, comercialmente, el recobro de los hidrocarburos contenidos en el

yacimiento. Esta etapa considera la construcción de plantas de inyección de fluidos a alta

presión, perforación de pozos inyectores y perforación de nuevos pozos productores.

La recuperación mejorada tiene dos etapas, una primera denominada recuperación

secundaria en la cual se desplaza el crudo mediante inyección de gas ó agua y una etapa

terciaria en la cual se realizan procesos térmicos, inyección de gases diferentes al gas

natural, inyección de químicos ó inyección de microorganismos.

La inyección de agua puede ser realizada de diferentes maneras, dependiendo del

propósito; una es inyectar agua en el área inferior del yacimiento con el fin de incrementar

la presión. Pero también puede hacerse con el propósito de desplazar el crudo desde los

pozos inyectores hacia los productores, a través de arreglos geométricos. Los pozos


inyectores se conectan a una planta en la cual el agua previamente tratada es comprimida

hasta la presión adecuada para que ocurra el desplazamiento del crudo. La figura 15 ilustra

el proceso de inyección de água.

Inyector

Instalacionesde superficie Productor

Bomba deinyección

Zona depetróleo

Agua

Fig. 15

Cuando el yacimiento presenta condiciones favorables (alto grado de inclinación,

crudo liviano ó mediano y permeabilidad vertical más o menos uniforme), la inyección de

gas es el método de recuperación secundaria adecuado para mantener ó incrementar la

presión del yacimiento haciendo que una parte del volumen de gas inyectado se solubilice

en el petróleo ó desplazar el crudo en forma de un pistón de gas. En este caso, el gas es

comprimido en una planta e inyectado en la cresta ó área superior del yacimiento a través

de pozos perforados ó rehabilitados para ese propósito.

La figura 16 muestra el proceso de inyección de gas

C A P

G A S

P E T R O L E O

A G U A

P o z o P ro d u c to r

C G P

P o z o In ye c to r


Fig. 16

Las actuales leyes ambientales exigen que cuando se ha agotado el volumen

comercial de reservas de un yacimiento, como resultado del proceso de extracción, se debe

proceder con el ABANDONO del activo, que considera tanto los pozos como las

instalaciones de superficie. La figura 17 muestra las diferentes etapas de la vida de un

yacimiento, bajo la perspectiva de gerencia de activos ó “Asset Management”.

EXPLOTACIÓNEXPLOTACIÓNDESCUBRIMIENTODESCUBRIMIENTO DESARROLLODESARROLLO ABANDONOABANDONOPLAN DENEGOCIOS

RE-DESARROLLORE-DESARROLLO

2-8 AÑOS 2-5 AÑOS

Visión Integrada de Negocio

10-30 AÑOS

PRO

DUCC

IÓN

BPD

- Pozos e Inst. Sup.

- Subsuelo- Const. y Mtto. Pozos- Inst. Superficie- Proyectos Integrales

- Instalaciones Superficie

- Const. y Mtto. Pozos- Pozos exploratorios

Fig. 17

2 ingenieria de yacimientos

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