REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

MINISTERIO DEL PODER POPPULAR PARA LA DEFENSA

UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA

NÚCLEO GUÁRICO- SEDE: TUCUPIDO

MATERIA: INSTRUCCIÓN MILITAR

7º SEMESTRE DE ING. GAS.

SECCIÓN: “7D-4”

FACILITADOR: PARTICIPANTES:

ING. OMAR VALERA HERRERA YANURVI C.I 19.161.656

LONGAS LEIVY C.I 20.527.360

LONGAS MAYRENY C.I 19.702.367

MACHADO MARIA C.I 17.434.506

MACHUCA ELIZABETH C.I 19.374.471

TUCUPIDO ABRIL DEL 2010

INTRODUCCION

Se habla de la actualización de modelos de yacimientos por medio de

la adquisición de data en tiempo real mediante la perforación, lo cual es

logrado gracias al incremento de la capacidad computacional, junto a la

integración de múltiples disciplinas ha permitido avances en la colocación

de pozos utilizando esta herramienta. Para esta segunda publicación

tendremos un enfoque de la implantación de software utilizados en el

modelado y simulación de yacimientos durante la perforación.

Las pruebas de pozos o análisis de presión han sido usados a lo largo

de los años para estudiar y describir el comportamiento de los

yacimientos. Son muchos los parámetros que son caracterizados por este

tipo de pruebas. Desde su primera implementación hace más de 50 años

las pruebas de pozos han ido cambiando y modernizándose hasta

convertirse en una herramienta de mucho aporte computacional,

fundamental para cualquier estudio de yacimiento.

MODELOS COMPUTARIZADOS DE POZOS

Son Sistemas de software innovadores utilizados en conjunto con

los sistemas de levantamiento artificial. Empezaremos con una breve

descripción acerca de estos mecanismos de empuje del petróleo a la

superficie que pueden ser naturales o artificiales.

Se sabe que el petróleo puede ser extraído como consecuencia del

empuje por la presión natural interna existente en el yacimiento (métodos

naturales) o por métodos artificiales que requieren de la implementación

de herramientas cada vez más sofisticadas y por supuesto del ingenio y

conocimiento del recurso humano.

¿Cómo construir una simulación numérica de un Yacimiento?

Para un ingeniero de yacimientos es muy importante conocer toda

la información posible sobre su yacimiento, desde estudios geológicos

hasta historiales de producción luego de que es perforado. Toda esta

información regada solo nos sirve si sabemos organizarla adecuadamente

porque sino lo hacemos no sabemos explicarle a la mesa de trabajo con

la cual interactuamos lo que puede ocurrir en el futuro con el pozo o el

yacimiento con el cual estamos trabajando.

Una de las maneras de organiza toda esa información es haciendo

simulaciones numéricas con los datos obtenidos y así crear predicciones

de lo que pudiera ocurrir. Gracias a esto se pueden tomar decisiones más

certeras sobre posibles métodos de recuperación, predicciones de

producción del pozo, cambios en las presiones del yacimiento, entre

otras.

EL SIMULADOR PAPADOPULOS-COOPER

Uno de los métodos mas utilizados para analizar pruebas de

bombeo en pozos de gran diámetros es EL PAPADOPULOS-COOPER en

esta metodología se realiza una prueba de bombeo o caudal constante en

un pozo de gran diámetro, llevando un registro del tiempo desde el inicio

de bombeo y cada una de los abatimiento ocurridos en cada tiempo.

Método de Papadopulos

Consiste en graficar en papel doblemente logarítmico, el bombeo

en el eje vertical, contra el tiempo en que ocurre cada abatimiento, en el

eje horizontal. La escala a utilizara de ser la misma en que se encuentran

graficadas las familias de curvas patrón de Papadopulos (fig-1)

posteriormente se sobrepone la grafica de los abatimientos obtenidos de

la prueba de bombeo, sobre las curvas patrón, haciendo coincidir la curva

de los abatimientos con alguna de ellas.

Conociendo las curvas de la familia Papadopulos que sigue el

mismo patrón de los abatimientos obtenidos en la prueba de bombeo y

aplicando formula sencilla, determinan los parámetros hidrológicos de

transmisibilidad y coeficiente de almacenamiento.

VENTAJAS

Con este método se puede determinar el abatimiento de un pozo co

almacenamiento de agua dentro del agujero.

Determina sí:

El acuífero es de extensión infinita.

El acuífero es homogéneo, isotrópico y de transmisibilidad uniforme

sobre el área influenciada por el bombeo.

El bombeo en el pozo se realiza aun caudal constante.

En pozo es completamente penetrante en el acuífero.

No existe recarga en el acuífero en la zona influenciada por el

bombeo.

Las perdidas por resistencia de la entrada de agua al pozo son

despreciable.

DESVENTAJAS

En pruebas de bombeos cortas, es muy difícil hacer coincidir los

abatimientos con un solo patrón de las curvas de la familia de

Papadopulos, debido a que ellas difieren levemente su forma (fig. 1

) moviéndose de una curva patrón a otra, los resultados del

coeficiente de almacenamiento pueden variar en mas de un orden

de magnitud, lo que hace dudoso la selección del coeficiente de

almacenamiento en pruebas cortas de bombeo. En caso de la

transmisibilidad esta es menos sensible a la selección de curva

patrón.

LA GAMA DE SIMULADORES CONVENCIONALES DRILLSIM

Desarrollados y fabricados por Drilling Sistems es una solución

para entrenamiento avanzada que cumple con los requerimientos de los

operadores, contratistas de perforación, compañías de servicio y

universidades de ingeniería petrolera para ambos ambientes

operacionales mar y tierra.

Alcance de los simuladores DrillSIM

La gama de simuladores convencionales DrillSIM emplean el

mismo modela matemático, por lo tanto el alcance de simulación es igual

para cada simulador. Se pueden migrar los ejercicios del simulador, de un

simulador a otro, asegurando verdadera portabilidad y flexibilidad.

Es aplicable para entrenamiento de ingenieros de nivel básico o

avanzado, DrillSIM se puede utilizar para capacitación individual o

cuadrillas completas, además se cuenta con la certificación de control de

pozo reconocida mundialmente.

Viene equipado con varias consolas simuladas, equipos que son muy

parecidos a los que se encuentran en un real de perforación.

Típicamente las consolas están fabricadas utilizando los mismos controles

e instrumentación que las consolas que se usan en el campo.

VENTAJAS

Es ideal para el entrenamiento de personal en operación del

equipo, perforación avanzada y técnicas de ingeniería de control de

pozo.

Es un sistema de cuatro tableros, cada tablero mide 400mm x

300mm. El simulador ha sido diseñado para el instructor ambulante.

VENTAJA

Puede revisarse hasta en el avión.

El modulo de reparación esta disponible vía la estación de

estudiantes.

Es apropiado para operar en línea con un instructor ambulante.

DESVENTAJAS

Estos portátiles son una alternativa económica donde presupuestos

o instalaciones son limitadas

GENERALIDADES DRILLING SISTEMS

Simulación Numérica De Pozos Multisegmento

Un modelo de pozos multisegmento se puede considerar como un conjunto de

segmentos arreglados en una forma topológica de árbol.

El modelo de pozos multisegmento debe ser capaz de determinar las

condiciones de flujo en la tubería a lo largo del pozo y a su vez

considerar la pérdida de presión a lo largo de la tubería y a través de

controles de flujo.

La productividad obtenida con los pozos multilaterales es menor

que con sus equivalentes pozos horizontales opuestos.

Simulación Numérica De Pozos Multilaterales

Un modelo de pozo multisegmento es aplicable para generar pozos

de nueva tecnología. Éste puede determinar las tasas de fluidos y las

caídas de presión a través del pozo.

El modelo de pozos multisegmento debe ser capaz de determinar

las condiciones de flujo en la tubería a lo largo del pozo y a su vez

considerar la pérdida de presión a lo largo de la tubería y a través de

controles de flujo.

Los pozos multisegmento requieren más iteraciones para que la

solución de las ecuaciones converja en el cálculo de las tasa de flujo y de

caídas de presión que un pozo convencional.

La densidad es un parámetro secundario que no afecta

mayormente la caída de presión por fricción en la tubería de producción.

Cuando se tienen tuberías de producción de diámetro pequeño es

necesario tomar en cuenta las caídas de presión que ocurren en la

misma, para obtener los valores correctos de las tasas de producción y

presión de fondo fluyente.

En el caso con acuífero activo, se presentaron caídas de presión

mayores en los segmentos que se encuentren en la sección vertical del

pozo. En dicho caso se pudo obtener un mantenimiento de la presión, una

producción de petróleo mayor y una relación gas petróleo menor, que en

el caso base.

En la sensibilidad con respecto al número de segmentos, un

refinamiento no proporciona más ventajas en los casos estudiados.

VENTAJAS

Reducen los costos de perforación de pozos.

En campos que no son viables con perforación convencional,

pueden ser viables usando tecnología multilateral.

Reducen costo de capital, el número de localizaciones en

superficie.

Incrementan la exposición del yacimiento para estrategias de

producción e inyección.

Incrementan la conectividad areal entre las capas de yacimientos

aislados y zonas fracturadas dentro de la formación del yacimiento.

Mejoran el área de drenaje para reducir efectos de conificación,

reducir el arenamiento, incrementar la eficiencia vertical y

horizontal.

Ofrecen más eficiencia en la explotación de yacimientos con

características geológicas complejas.

Mejoran la producción de yacimientos en zonas de petróleo

delgadas.

DESVENTAJAS

Incrementan el costo en comparación con un pozo convencional.

Exigen mayor esfuerzo de planificación con respecto a pozos

convencionales.

Corren mayor riesgos en la instalación de las juntas multilaterales.

Pueden tener problemas durante la fase de producción de los

pozos.

Son susceptibles a los riesgos de pérdida parcial o total del pozo.

Entre las diversas herramientas de software empleadas actualmente

en conjunto con los sistemas de levantamiento artificial tenemos:

El programa diagnóstico XDIAG: presenta una tecnología

bastante avanzada que trabaja con la ecuación de onda y es ideal

para sistemas con bombeo mecánico. Permite, entre otras cosas;

analizar centenares de pozos en períodos de 24 horas, calcular un

estimado bastante bueno de la producción tomando los datos de la

curva de IPR y además es compatible para trabajar con toda clase

de bombas . Su principal ventaja es que maximiza la vida útil de la

bomba.

RODDIAG: es considerado como el mejor programa en análisis y

diagnóstico para sistemas donde se aplica bombeo mecánico. Es

fácil de manejar y permite calcular y obtener una serie de datos

imprescindibles tanto de la bomba como del fluido en el sistema de

empuje por bombeo mecánico (llenado de la bomba, recorrido del

fluido, carga y nivel del fluido, presión de entrada a la bomba, etc.).

RODSTAR: es especial para pozos desviados. Este programa es

ideal para tratar y optimizar el potencial de cada pozo con

levantamiento artificial en bombeo mecánico. Calcula

automáticamente velocidad de bombeo, tamaño de pistón y diseño

óptimo de la sarta de varillas.

Hay dos versiones de RODSTAR: una para pozos desviados y otra para

pozos desviados que constituyen la mejor alternativa predictiva del

mercado.

QROD: es el programa más usado y es gratuito. Se utiliza en el

bombeo mecánico y permite un trabajo más fácil y simplificado ya

que elimina la necesidad de ingresar demasiados detalles.

XTOOLS: s un complemento para los programas RODSTAR,

XDIAG y RODDIAG que permite el cálculo de diversos parámetros.

Software PCP (PC-PUMP): Es un software que permite estudiar y

evaluar pozos en los que se ha implementado levantamiento artificial

con PCP. Es considerado el mejor para modelar altas producciones

con costos mínimos.

ESP (bomba electrosumergible) SubPUMP: maximiza el sistema en

el pozo y minimiza el costo de producción por cada barril. Es el único

programa independiente para diseño y análisis de sistemas ESP y el

más eficaz.

WINGLUE: Permite monitorear pozos con levantamiento artificial en

Gas-Lift. Cuenta con herramientas de diseño, análisis, optimización y

simulación de pozos y entrenamiento de personal con tecnología

avanzada.

Pipesoft-2™ es un simulador de flujo y transferencia de calor ideal

para pozos y líneas de tubería. El programa optimiza la producción.

Para ello se basa en las soluciones de las leyes de flujo de fluidos,

evaluando el comportamiento dentro del pozo, las líneas y los

sistemas de producción e inyección.

PVTLIB™: Petróleo negro/propiedades composicionales: es un

programa que trabaja con gran precisión para determinar las

propiedades físicas del gas, aceite y agua utilizando dos ecuaciones

de estado Redlich-Kwong-Soave (RKS) y Peng-Robinson (PR) que

dan bastante exactitud en el cálculo de reservas y en el cálculo de la

producción cuando existe fluido multifásico en el yacimiento. Éstas

permiten obtener un análisis composicional completo del fluido.

PVTLIB enlaza más de 140 correlaciones PVT para gas, condensado,

aceite y agua.

Análisis de Balance de Materia: OilWat™/GasWat™: Es de fácil

manejo y provee una simulación exacta de yacimiento sin necesidad

de una data extensa de entrada. Con OilWat/GasWat se puede

realizar análisis completos de balance de materia, con mayor

compresión del desempeño del yacimiento y su potencial al revisar las

curvas de declinación obtenidas.

VolOil™/VolGas™: Cálculos rápidos y estimaciones de reservas y

depletamiento Provee métodos estandarizados para el cálculo de

reservas y depletamientos que permiten la creación de hojas de

balance, factores de recobro, datos para cálculos volumétricos, entre

otros.

Hay otras herramientas de software en el mercado pero sin duda ésta

son las más reconocidas y utilizadas en el área de yacimientos y

producción de petróleo. Los simuladores permiten actualmente modelar

de una forma más real la amplia variedad de yacimientos que existen en

todo el mundo. En consecuencia la aplicación de la simulación numérica

de yacimientos se ha convertido en una necesidad de vital importancia

dentro de la práctica de la ingeniería de yacimientos. La aplicación de los

programas computacionales actuales permiten entre otros aspectos la

planificación de escenarios de desarrollo, el monitoreo de yacimientos,

análisis e interpretación de los perfiles de producción y estimación de

reservas y lo más importante el análisis y predicción de resultados, es

decir; si las operaciones de explotación y desarrollo del yacimiento

merecen el riesgo y si son económicamente rentables.

Uso de dinámica de pozos

Investigación de un simulador dinámico acoplado.

Las inestabilidades en la producción son indeseables y juegan un

papel crucial durante la vida productiva y la última recuperación de

cualquier yacimiento. Estas inestabilidades pueden surgir o ser

gobernadas por la interacción entre el pozo y el yacimiento. Las

inestabilidades en la producción están subdivididas en dos grupos. En

primer lugar, el fenómeno dinámico que ocurre naturalmente; tal como

conificación y acumulaciones de gas, petróleo o condensado en una

tubería de gas. Segundo, el fenómeno dinámico de producción; tal como

cierre, limpieza después de un tratamiento de estimulación y

levantamiento por gas. La existencia de escalas de tiempo y espaciales,

para distintos fenómenos que ocurren naturalmente o por producción

dinámica, cuyos valores están basados en experiencias; son las que

permiten mostrar que hay algunos fenómenos que presentan una cierta

cantidad de superposiciones. En estas áreas de superposición se espera

que la dinámica del pozo sea influenciada fuertemente por la dinámica del

yacimiento y viceversa.

Las simulaciones son ampliamente usadas para predecir la

producción de petróleo y gas. El estado actual de estas simulaciones es

usar un modelo dinámico de pozo, combinado con algún modelo analítico

de yacimiento; o usar un modelo dinámico combinado de yacimiento, ya

sea con tablas de levantamiento o con un modelo de pozo en estado

estable. La desventaja de estos modelos es el hecho de que ellos

subestiman la pre-mencionada interacción pozo-yacimiento y, por

consiguiente, suministra pronósticos de producción no reales en casos

donde las interacciones pozo-yacimiento juegan un papel crucial.

Unas pocas partes han aceptado la importancia de estas interacciones y

están trabajando sobre simuladores dinámicos acoplados pozo-

yacimiento.

El trabajo presentado en este artículo, surge ante la necesidad de

tomar en cuenta la interacción entre el yacimiento dinámico y el

comportamiento (también dinámico) del pozo; cuando se investiga la

optimización de un recurso de producción. Para simular el fenómeno

dinámico en el pozo y en el yacimiento, han sido usados una herramienta

de simulación dinámica de pozos multifásicos (OLGA) y un simulador

dinámico de yacimiento multifásico (MoReS). Ambos simuladores han

sido conectados usando un esquema explícito.

Dentro del marco de la investigación del Sistema Integrado

Enfocado a la Producción de Petróleo (ISAPP, por sus siglas en inglés),

se acoplaron una herramienta de simulación dinámica de pozo multifásico

y un simulador dinámico de yacimiento multifásico, usando un esquema

explícito. El principal beneficio es el hecho de que el modelo acoplado es

capaz de conectar modelos complejos de yacimiento y pozo de manera

de representar un recurso realista. En este artículo, el simulador dinámico

de pozo; el simulador dinámico de yacimiento y el simulador dinámico

acoplado pozo-yacimiento; han sido usados para simular un caso de

prueba (real) a manera de comparar las diferencias entre los resultados

de la simulación. Dicho caso consiste en un pozo horizontal con tres

secciones de influjo ubicadas en un hoyo delgado. Se investigaron una

serie de escenarios: fenómeno ocurriendo naturalmente, por ejemplo

conificación; y dinámica de producción, por ejemplo cierre del pozo; que

juegan un rol crucial durante las diferentes etapas de la vida del pozo.

Descripción del modelo.

A manera de manipular los modelos complejos de pozo y

yacimiento, por ejemplo terminación de un pozo horizontal multizona;

como el simulador dinámico de yacimiento se seleccionó MoReS y se

escogió OLGA como el simulador dinámico de pozo. El acoplamiento

entre los modelos de pozo y yacimiento dinámicos se hizo explícitamente

en Matlab.

Para este estudio se usó un hoyo delgado que contiene tres fases

segregadas, por ejemplo agua, petróleo y gas. La delgada capa de

petróleo contiene un pozo horizontal con tres válvulas para control de

influjo (ICV’s, por sus siglas en inglés), las cuales pueden ser controladas

individualmente.

Modelo dinámico de yacimiento: MoReS es un simulador de

yacimiento capaz de manejar yacimientos fracturados y no

fracturados. Fue diseñado para un amplio rango de aplicaciones de

simulación. Es importante recordar que entre las características del

yacimiento estudiado se encuentra la presencia de una capa de gas.

Modelo dinámico de pozo: OLGA es un simulador de flujo multifásico

de una dimensión. Es usado para simular el comportamiento del flujo

transiente y los perfiles de presiones del pozo, desde el fondo hasta el

cabezal.

Modelo dinámico acoplado: el acoplamiento entre OLGA y MoReS

ha sido hecho en Matlab. OLGA tiene una caja de herramientas de

Matlab la cual hace posible la comunicación entre ellos durante las

simulaciones. MoReS se está comunicando con Matlab vía archivos

I/O (datos de entrada/salida). La interfaz entre el pozo y el yacimiento

es el límite natural entre los dos. Cada punto de influjo es modelado

como un productor separado en el simulador de yacimiento. Los 17

productores predefinidos del simulador de pozo alimentan al simulador

de yacimiento con las presiones de fondo calculadas por productor

(punto de influjo) a una variación en el paso del tiempo dada. De

manera simultánea, el simulador de yacimiento alimenta al simulador

de pozo con el flujo másico y la fracción de gas y agua por pozo

productor.

El simulador acoplado tiene los mismos límites que los simuladores

individuales de pozo y yacimiento, por ejemplo la presión de cabezal

constante y las condiciones del límite sin flujo en el campo más lejano. El

principal beneficio del modelo acoplado es que las condiciones límite, en

parte del pozo horizontal, son reemplazados por un límite del pozo

dinámico para el modelo de yacimiento dinámico y viceversa. Los dos

simuladores corren siempre en paralelo.

El uso de esta herramienta de simulación acoplada, es necesaria

cuando la interacción pozo-yacimiento juega un papel decisivo en la

estimación u optimización de la producción. Por consiguiente, se

realizaron varios estudios para observar dicha interacción dinámica

durante: la irrupción de gas, al haber conificación; el cierre y apertura de

un pozo, ante una prueba DST e incluso para la simulación de un cambio

sinusoidal al ajustar las válvulas para control de influjo. Los resultados de

las simulaciones de pozos, yacimientos y pozo-yacimiento acoplado,

todos ellos dinámicos; son presentados y se da una visión general de los

casos donde los resultados de las simulaciones del acoplado son

significativamente más precisas en comparación a las simulaciones

autónomas de pozo o yacimiento.

Cuando se evaluó la conificación de gas, las simulaciones acopladas y

no acopladas dan un comportamiento diferente de la presión transiente

después de la irrupción de gas. El modelo dinámico de pozo en el modelo

dinámico de yacimiento, resulta en presiones transientes mucho más

rápidas después de rápidos cambios en la fracción de gas. Además, la

simulación acoplada da una mejor predicción del efecto del levantamiento

por gas natural que el simulador de yacimiento dinámico que usa curvas

de levantamiento. Una consecuencia directa es una mejor predicción de la

producción óptima para el control de la conificación de gas. La influencia

del modelo dinámico de pozos sobre las presiones transientes y una

predicción más exacta del efecto del levantamiento por gas natural

seguida llevan a concluir que la simulación acoplada debe ser usada si se

requiere una simulación precisa u optimización de la producción de

petróleo durante la irrupción de gas.

Para las simulaciones de apertura y cierre, la importancia de la

simulación acoplada es visible en las regiones donde la dinámica del pozo

(almacenamiento del hoyo) juega un papel.

El simulador acoplado debe ser usado si ocurren fenómenos de

pequeñas escalas de tiempo, en el orden de menos de un día. La

interacción pozo-yacimiento juega un papel crucial y no puede ser

negado. Para grandes escalas de tiempo, las transientes de pozo y

yacimiento no coinciden parcialmente y, el simulador acoplado y del

yacimiento dinámico dan resultados similares. Para muy largas escalas de

tiempo, el simulador dinámico autónomo del yacimiento, el acoplado y el

de pozo dinámico; darán los mismos resultados.

El simulador acoplado ha sido probado en un caso de prueba realista.

El próximo paso será simular un campo real y comparar los resultados de

la simulación acoplada con la información de campo medida.

PRUEBAS DE POZOS

En la actualidad el uso de las pruebas de pozos se ha hecho más

necesario debido al uso de un nuevo algoritmo para la deconvolución

desarrollado por Shroeter (SPE 71574). La Deconvolución se refiere a las

operaciones matemáticas empleadas en la restauración de señales para

recuperar datos que han sido degradados por un proceso físico que

puede describirse mediante la operación inversa, una convolución. Para

entender mejor el proceso de la convolución es conveniente tomar en

cuenta uno de sus mayores campos de aplicación: la manipulación y

digitalización de fotografías. En la actualidad es posible tomar una

fotografía antigua que haya sido deteriorada por algún efecto conocido

(tiempo, clima, etc.) y conseguir la fotografía original. En este caso se

conoce el resultado final (la fotografía deteriorada) el proceso que originó

ese deterioro (convolución) y se busca el dato de entrada (fotografía

original) que sufrió los efectos de ese proceso. Referido a las pruebas de

presión, la utilidad de la convolución es conocer con mayor exactitud los

límites de un yacimiento. La deconvolución transforma datos de presión a

distintas tasas en una sola caída de presión a tasa constante con una

duración igual a la duración total de la prueba. De esta forma es posible

graficar el diferencial de presión contra el tiempo y conseguir una curva

que represente con mayor exactitud el comportamiento de la presión con

respecto al tiempo.

Las pruebas de pozos han pasado por muchas etapas desde 1950

cuando fueron implementadas por primera vez. El avance en la tecnología

ha permitido que estos análisis se conviertan en una herramienta

fundamental a la hora de caracterizar un yacimiento. A medida que los

aportes computacionales se hacen cada vez más presentes en el campo

de la geología, geofísica y sobretodo geoestadística, es inevitable pensar

que las pruebas de pozos seguirán innovando en la búsqueda de

resultados más exactos que ofrezcan mucha más información de la

realidad que subyace en el yacimiento.

Equilibrio-Gravedad

Durante el proceso de extracción de los fluidos de un yacimiento, la

reducción en la presión causa reajuste entre los volúmenes de gas y de

petróleo que se encuentran en equilibrio termodinámico. En mezclas de

hidrocarburos relativamente libres de componentes pesados, es posible

determinar la composición total y, basándose en las propiedades de los

componentes individuales, calcular las condiciones de equilibrio entre la

fase gaseosa y la fase liquida de cada componente, para luego

determinar los volúmenes de cada fase a presión y temperatura en

cuestión.

Cuando el contenido de componentes más pesados que el hexano

es considerable, este método no es aplicable y el procedimiento común es

de medir experimentalmente los volúmenes de líquido y de gas en

equilibrio. En la mayoría de los yacimientos petrolíferos, el liquido esta

compuesto inicialmente de aproximadamente un cuarenta por ciento de

componentes mas pesados que el hexano, por lo que es necesario medir

las condiciones de equilibrio experimentalmente. Ahora el propósito

principal es de presentar el comportamiento volumétrico para explicar su

utilización en la ecuación de balance de materiales.

Para estudiar este comportamiento del sistema de gas natural –

petróleo crudo, es más conveniente considerar primero las propiedades

individuales del gas natural. Sin embargo, es importante recordar que el

gas natural asociado con el petróleo esta compuesto por una mezcla de

hidrocarburos y que el volumen de cada componente en el gas tiene que

estar en equilibrio con cierto volumen del mismo hidrocarburo en el liquido

a las presiones y temperaturas que existen en el yacimiento. Por lo tanto,

el gas en realidad no es un componente puro de composición constante

que se encuentra en solución en un líquido de composición constante.

Equilibrio por Gravedad:

El líquido es uno de los cuatro estados de agregación de la

materia. Un líquido es un fluido cuyo volumen es constante en

condiciones de temperatura y presión constantes y su forma es esférica.

Sin embargo, debido a la gravedad ésta queda definida por su

contenedor. Un líquido ejerce presión en el contenedor con igual magnitud

hacia todos los lados. Si un líquido se encuentra en reposo, la presión que

ejerce está dada por:

Donde ρ es la densidad del líquido y z es la distancia del punto

debajo de la superficie.

Los líquidos presentan tensión superficial y capilaridad,

generalmente se expanden cuando se incrementa su temperatura y se

comprimen cuando se enfrían. Los objetos inmersos en algún líquido son

sujetos a un fenómeno conocido como flotabilidad.

Las moléculas en el estado líquido ocupan posiciones al azar que

varían con el tiempo. Las distancias intermoleculares son constantes

dentro de un estrecho margen.

Cuando un líquido sobrepasa su punto de ebullición cambia su

estado a gaseoso, y cuando alcanza su punto de congelación cambia a

sólido.

Por medio de la destilación fraccionada, los líquidos pueden

separarse de entre sí al evaporarse cada uno al alcanzar sus respectivos

puntos de ebullición. La cohesión entre las moléculas de un líquido no es

lo suficientemente fuerte por lo que las moléculas superficiales se pueden

evaporar.

Líquidos, sustancias en un estado de la materia intermedio entre

los estados sólido y gaseoso. Las moléculas de los líquidos no están tan

próximas como las de los sólidos, pero están menos separadas que las

de los gases. En algunos líquidos, las moléculas tienen una orientación

preferente, lo que hace que el líquido presente propiedades anisótropas

(propiedades, como el índice de refracción, que varían según la dirección

dentro del material). En condiciones apropiadas de temperatura y presión,

la mayoría de las sustancias puede existir en estado líquido. A presión

atmosférica, sin embargo, algunos sólidos se subliman al calentarse; es

decir, pasan directamente del estado sólido al estado gaseoso (véase

Evaporación). La densidad de los líquidos suele ser algo menor que la

densidad de la misma sustancia en estado sólido. Algunas sustancias,

como el agua, son más densas en estado líquido.

Conceptos básicos sobre las curvas de presión capilar

Por Marcelo A. Crotti (Última modificación - 11 de agosto de 2003).

Cuando dos fluidos coexisten dentro de un medio poroso se ponen

de manifiesto algunos fenómenos derivados de la existencia de tensiones

interfaciales y ángulos de contacto entre la interface de estos fluidos y el

medio poroso. Este fenómeno se puede estudiar y cuantificar por

completo en sistemas muy simples tales como tubos capilares de

diámetro uniforme.

Capilaridad

Cuando un capilar se sumerge en la interface de dos fluidos puede

producirse un ascenso o un descenso de la interface. En el primer caso

se produce el denominado "ascenso capilar", y en el segundo caso se

habla de "descenso capilar". Estos movimientos ocurren como

consecuencia de los fenómenos de superficie que dan lugar a que la fase

mojante invada en forma preferencial el medio poroso. En términos

generales, el ascenso o descenso capilar se detiene cuando la gravedad

contrarresta (en función de la altura y de la diferente densidad de los

fluidos) la fuerza capilar desarrollada en el sistema.

Presión Capilar

La Fig. 1 muestra el fenómeno de introducción de un capilar en una

interface agua-petróleo, donde se genera el denominado ascenso capilar.

Fig. 1 - Ascenso Capilar de la interface agua-petróleo.

En este caso (capilar cilíndrico), la fuerza que origina el ascenso

capilar esta expresada por:

Fuerza (hacia arriba) = swo . cos qwo. 2. p. r  [1]

      Donde,

swo = Tensión interfacial (Dinas/cm) 

qwo = Ángulo de contacto de la interface líquida con la superficie del

sólido.

  r = Radio del capilar (cm)

Por otra parte, el peso adicional de la columna, debido al cambio de

petróleo por agua durante el proceso.

Peso adicional de la columna = p. r2. h. g.Dd.         [2]

Donde, 

h = Ascenso Capilar (cm)

g = aceleración de la gravedad (cm / seg2)

Dd = Diferencia de densidad entre los fluidos (g / cm3)

Y, en el equilibrio, ambas fuerzas se compensan exactamente, de

modo que igualando las expresiones [1] y [2] y despejando la altura "h",

obtenemos:

h = 2. swo. Cos qwo / (r. g. Dd )                                            [3]

La expresión [3] muestra la dependencia de los efectos capilares con

el diámetro del tubo, con la tensión interfacial y el ángulo de contacto

(mojabilidad del sistema) y la diferencia de densidad entre fluidos.

Veamos, entonces, algunas consecuencias prácticas de estas

expresiones.

Medios Heterogéneos

Los medios porosos heterogéneos se caracterizan por presentar

capilares de muy diferente tamaño, de modo que los fenómenos capilares

presentan una amplia gama de valores.

La Fig. 2 muestra un esquema muy simplificado de medio poroso

heterogéneo, en base a capilares cilíndricos de diferente diámetro.

Fig. 2 - Idealización de un medio poroso heterogéneo.

En la Fig. 3 se observa que por encima del nivel de agua libre

(interface plana entre el agua y el petróleo), en un nivel genérico

(individualizado por la línea punteada "Z") existen capilares con agua y

capilares con petróleo, dependiendo del diámetro de los mismos y del

nivel elegido.

Curvas de Presión Capilar

La Fig. 3 muestra un caso menos idealizado.

En este caso, la curva de trazo grueso y color rojo muestra el cambio

de la saturación de agua con la altura,, correspondiente a un sistema poral

heterogéneo, pero uniforme.  

Fig. 3 - Presión en diferentes puntos de la zona de ascenso

capilar.

En dicha Figura se identifican algunos puntos y zonas típicas de las

curvas de presión capilar.

FWL = Nivel de agua libre ("Free Wáter Level"). Es el nivel en el

que se presentaría la interface agua petróleo en ausencia de medio

poroso.

WOC = Contacto Agua-Petróleo ("Wáter Oíl Contact). Es el nivel

más bajo en que se puede detectar petróleo. La diferencia entre el

WOC y el FWL corresponde al ascenso capilar generado por los

poros de mayor "diámetro" de la red poral. 

Swirr = Saturación de agua irreductible. Es la mínima saturación

de agua obtenida por desplazamiento capilar. En los capilares

cilíndricos la Swirr es nula (no hay fases residuales), pero en los

medios porosos naturales toma valores, en general superiores al

10 ó 15 % VP, siendo frecuentes Swirr superiores al 25% VP. Este

tema se discute con detalle en otras páginas de este sitio.

Zona de Transición Capilar: Es la zona que incluye todos los

niveles en que la Sw varía entre el 100 % VP y la Swirr.

EXISTE PRESION CAPILAR SI NO HAY GRAVEDAD:

No existe altura del agua en un tubo finísimo por capilaridad

cuando no hay gravedad. Porque la tensión superficial del agua crea una

presión negativa, por ejemplo, en el suelo llamada presión de poros, que

es una presión negativa que se mide con respecto a la presión

atmosférica en la tierra que depende de la gravedad. Al no haber presión

positiva en el ambiente es decir vacío fuera de la estación y falta de

gravedad dentro y fuera de la estación, no puede haber, por lo tanto,

presión negativa igual como en la tierra y en ese ambiente espacial sin

gravedad no existe entonces, la altura capilar, la cual es igual a =0. El

agua ni sube, ni baja en un tubo finísino, simplemente flota en el espacio

sin gravedad. La fórmula de Jurín puede aplicarse al ambiente de

cualquier planeta y también a la estación orbital donde no existe

gravedad. Al no haber gravedad en la estación orbital, entonces, no hay ni

presión positiva ni negativa, solamente existe la presión + o - realizada a

través de artilugios electromecánicos manipulados por los astronautas,

por lo cual, en la estación espacial la formula da como resultado: Altura

capilar=0 con agua en un tubo finísimo.

Presión Capilar

Es la magnitud de la saturación de agua en un reservorio, para una

altura determinada, esta controlada por:

La estructura porosa de la roca.

La densidad de los fluidos.

Las características de energía superficial.

El efecto de la estructura porosa se determina a partir de las curvas

de presión capilar determinadas en el laboratorio. Los poros en las rocas

reservorio son consideradas análogos a los tubos capilares si se toma en

cuenta los diámetros son pequeños. Las rocas de baja permeabilidad

presentan altas presiones capilares y zonas de transición de un gran

espesor, mientras que las rocas de alta permeabilidad presentan menores

presiones capilares y delgadas zonas de transición.

Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto dentro de los

poros, una superficie curvada se forma entre los dos. La presión en el

lado del fluido no-mojante de la interface (Pnw), es mayor que la presión

para el lado del fluido mojante (Pn). Esta diferencia de presiones se define

como presión capilar (Pc).

Pc=Pnw-Pw

Cuando dos o más fluidos están presentes en una formación

porosa a la misma elevación (por ejemplo, respecto del nivel del mar), y

aun cuando los fluidos estén a la presión de equilibrio, estos no se

encuentran a la misma presión. Esta situación se genera debido a que la

atracción mutua entre la roca y el fluido (tensión de adhesión) es diferente

para cada fluido. La diferencia en la presión entre las dos fases en

equilibrio a la misma elevación se denomina presión capilar entre las

fases. El fluido con la mayor tendencia a mojar la roca reservorio tendrá la

presión más baja.

Factores que afectan la Presión Capilar

Tamaño y distribución de los poros.

Consolidación de la roca.

Diferencia de densidad de los fluidos.

Humectabilidad.

Temperatura.

Tensión interfacial

Pruebas de Presión Capilar: Pueden hacerse dos tipos de pruebas de

presión capilar:

La de drenaje y la de imbibición.

Las pruebas de presión capilar de drenaje tienden a duplicar la

acumulación de petróleo en el yacimiento y se emplean para

estimar las saturaciones iniciales de agua.

Las pruebas de presión capilar por imbibición se usan para

predecir la extracción de petróleo por empuje de agua.

La fig. 1 contiene las curvas de la presión capilar de drenaje y la

imbibición en el mismo núcleo. Los valores positivos de la presión capilar

denotan que la presión de la fase petrolífera es mayor que la presión en la

fase acuífera. Para una presión capilar negativa, la presión en la fase

acuífera es más alta.

¿Cómo se hace la prueba de Presión Capilar?

En la preparación de una muestra de núcleo para hacer la Prueba

de presión capilar de drenaje, se extrae todo el fluido y la muestra se seca

antes de saturarla con un fluido humectante bajo más alta presión. Para

lograr un contraste entre el fluido humectante y el no humectante,

generalmente se emplea un líquido para la fase humectante y un gas para

la no humectante.

Fig.1 Presión Capilar vs Saturación de Agua

*Se han usado dos métodos para las pruebas de presión capilar de

drenaje:

El de la centrífuga y el de estado restaurado.

El primero se usa más porque el tiempo y los costos son mucho

menores que los requeridos por el método de estado restaurado. Además,

pueden simularse presiones capilares más altas con la centrífuga que con

el método por restauración.

Método de la centrífuga: La muestra saturada con un solo líquido se

pone en la centrífuga, cuya velocidad de rotación determina la presión

capilar. El líquido, que generalmente es un aceite de baja viscosidad,

como el kerosene, es extraído del núcleo por la fuerza centrífuga, como lo

sería por gas bajo presión. La centrífuga se hace girar a baja velocidad

constante hasta que el líquido deje de fluir. El líquido producido

acumulado se anota para cada velocidad. La prueba termina cuando se

obtiene un aumento en la velocidad de la centrifuga. El resultado final es

un gráfico de presión capilar versus la fase de saturación por

humectabilidad. El cálculo de la distribución de la saturación a lo largo del

núcleo y la conversión de la velocidad de la centrífuga a presión capilar

están más allá del alcance.

Al comienzo de una prueba de presión capilar por imbibición la

muestra de núcleo contiene agua a la saturación irreducible y el volumen

remanente de poros está lleno de petróleo. Estas condiciones de

saturación podrían existir al final de una prueba capilar de drenaje por

imbibición, si el agua ha sido desplazada por el petróleo. La prueba de

imbibición duplica el desplazamiento de petróleo por el agua de

yacimientos. El final de la prueba es la saturación residual de petróleo,

como se muestra en la Figura 1.

La mayoría de las pruebas de presión capilar por imbibición se

hacen en la centrifuga. En este caso la muestra del núcleo se rodea de

agua mientras está girando.

Un procedimiento de reciente creación permite que se hagan

pruebas de presión capilar por imbibición en la centrífuga, a seudo-

condiciones del yacimiento. El núcleo debe cortarse y preservarse en

condiciones que retengan la verdadera humectabilidad. La temperatura

del yacimiento se mantiene en la centrifuga y el núcleo se satura con

agua y con petróleo libre de gas del yacimiento. El gas debe removerse

del crudo porque el ambiente en la centrífuga está a presión atmosférica.

El área entre las curvas de presión capilar por drenaje y la de

imbibición (figura 1.), llamada enlace de histéresis, es el resultado de que

el petróleo que es forzado en los poros de la roca no puede por fuerza

deslizarse fácilmente. De hecho, parte del petróleo, correspondiente a la

saturación irreducible, no puede desplazarse, no importa cuán alta sea la

presión capilar negativa. Esto ocurre cuando la presión de la fase

humectante (agua) es mayor que la presión de la fase no humectante.

Solamente en la prueba de imbibición con la centrífuga son posibles

presiones capilares negativas. Sin embargo, esta prueba define la región

de baja saturación de petróleo de la curva, que constituye la parte

importante para determinar la eficiencia de la extracción de petróleo por

empuje de agua.

Histéresis de vaporización del yacimiento

La histéresis es función de la presión. Al haber desequilibrio en las

fases hay pérdida de recobro.

El fenómeno de Histéresis. Relación con las curvas de Presión

Capilar y Permeabilidad Relativa

Histéresis: Es un término que etimológicamente significa retrasado.

Cuando se dice que un material responde al fenómeno de histéresis, se

está afirmando que dicho material, al ser sometido a una fuerza

deformante, no recupera su forma original a la misma velocidad ni de la

misma manera (recorriendo la misma trayectoria) en que lo harían otros

materiales. El término es utilizado en muchos ámbitos. En física, por

ejemplo, se aplica cada vez que un ferromagneto conserva algo del

campo magnético que se le ha inducido. Al graficar los procesos que

corresponden al fenómeno de histéresis, se pueden observar claramente

distintas curvas o rizos que hacen necesario que se conozca la trayectoria

seguida por el gráfico para analizarlo correctamente.

En lo referente a los yacimientos, el término de Histéresis se aplica

a la diferencia entre los valores que asumen la permeabilidad relativa,

presión capilar y saturación residual a medida que la saturación de un

fluido es aumentada o disminuida. Es decir, en muchos medios porosos,

los valores de permeabilidad relativa y presión capilar no son una función

que dependa de la saturación únicamente; se obtienen valores distintos

dependiendo del incremento o la reducción en la saturación de una fase

determinada.

Para poder analizar las curvas de Presión Capilar y Permeabilidad

Relativa se deben conocer dos conceptos básicos: Drenaje e Imbibición.

El drenaje es el proceso mediante el cual se fuerza a una fase no-mojante

a desplazar del medio poroso a la fase mojante. La imbibición, por el

contrario, es un proceso espontáneo, por el cual la fase no-mojante

desplaza a la fase mojante del yacimiento.

Analizando las curvas de Presión Capilar y Permeabilidad Relativa

se observa claramente el fenómeno de Histéresis. En primer lugar, las

curvas no siempre son las mismas; es decir, pueden existir ligeras

variaciones entre las curvas que se obtienen de un mismo yacimiento.

Como segunda característica, se nota que la saturación de 100%, que

posee el agua en la mayoría de los casos, no se vuelve a alcanzar a

través de los procesos de Drenaje e Imbibición, lo que da como resultado

una saturación de petróleo residual. En general, la histéresis es más

pronunciada en los medios no-mojantes que en los mojantes, sin embargo

puede ocurrir en ambos medios; siempre con dos magnitudes de

permeabilidad relativa distintas debido a la dirección de saturación. En la

mayoría de los casos, la permeabilidad relativa para una fase dada es

mayor cuando su saturación se incrementa que cuando se reduce. Por el

contrario, el aumento de la saturación siempre lleva consigo una

disminución de la Presión Capilar.

Cada vez que el yacimiento pasa por un proceso de Imbibición o de

Drenaje, queda una saturación de petróleo residual. Es ésta una de las

razones por las cuales, conocer el Fenómeno de Histéresis es importante.

Más aún, cuando muchas de las tecnologías y métodos para solucionar

problemas relacionados con la perforación y extracción de petróleo, se

basan en la Histéresis.

CONCLUSION

Los modelos de yacimientos, generalmente toman en cuenta los

valores de permeabilidad y porosidad en las secciones prospectivas,

ignorando efectos de estratos de sobrecarga. Modelos mecánicos del

subsuelo contienen predicciones de esfuerzos, propiedades mecánicas de

las rocas y presión de poro desde el yacimiento hasta la superficie, en

donde la aplicación de este modelo, que proporciona conocimiento de la

geomecánica de los estratos de sobrecarga, mejora considerablemente el

proceso de construcción de pozos, ya que proporciona información para

la evaluación de riesgos a lo largo de una trayectoria de pozo propuesta y

eviten los peligros presentes.

El yacimiento es una unidad porosa y permeable en el subsuelo

que contiene en sus espacios porosos hidrocarburos líquidos o gaseosos

con características que permiten su explotación comercial.La ingeniería

de yacimientos es una de las partes más importantes en la Ingeniería de

petróleo, ya que es el nexo entre el yacimiento o reservorio de petróleo o

gas y los sistemas de producción en superficie.

El ingeniero de yacimientos es el encargado de interpretar los

resultados de la exploración, estudiar las propiedades de la roca

reservorio, y planificar la producción o extracción de sus fluidos. Bajo su

responsabilidad se encuentra el desarrollo de prácticas de explotación

óptima para cada sistema de hidrocarburos

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