Modelos computarizados de pozos...

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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

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REPBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITCNICA DE LA FUERZA ARMADA NCLEO GURICO- SEDE: TUCUPIDO MATERIA: INSTRUCCIN MILITAR 7 SEMESTRE DE ING. GAS. SECCIN: 7D-4

FACILITADOR: ING. OMAR VALERA

PARTICIPANTES: HERRERA YANURVI LONGAS LEIVY LONGAS MAYRENY MACHADO MARIA C.I 19.161.656 C.I 20.527.360 C.I 19.702.367 C.I 17.434.506

MACHUCA ELIZABETH C.I 19.374.471

TUCUPIDO ABRIL DEL 2010

INTRODUCCION Se habla de la actualizacin de modelos de yacimientos por medio de la adquisicin de data en tiempo real mediante la perforacin, lo cual es logrado gracias al incremento de la capacidad computacional, junto a la integracin de mltiples disciplinas ha permitido avances en la colocacin de pozos utilizando esta herramienta. Para esta segunda publicacin tendremos un enfoque de la implantacin de software utilizados en el modelado y simulacin de yacimientos durante la perforacin. Las pruebas de pozos o anlisis de presin han sido usados a lo largo de los aos para estudiar y describir el comportamiento de los yacimientos. Son muchos los parmetros que son caracterizados por este tipo de pruebas. Desde su primera implementacin hace ms de 50 aos las pruebas de pozos han ido cambiando y modernizndose 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 descripcin acerca de estos mecanismos de empuje del petrleo a la superficie que pueden ser naturales o artificiales. Se sabe que el petrleo puede ser extrado como consecuencia del empuje por la presin natural interna existente en el yacimiento (mtodos naturales) o por mtodos artificiales que requieren de la implementacin de herramientas cada vez ms sofisticadas y por supuesto del ingenio y conocimiento del recurso humano. Cmo construir una simulacin numrica de un Yacimiento? Para un ingeniero de yacimientos es muy importante conocer toda la informacin posible sobre su yacimiento, desde estudios geolgicos hasta historiales de produccin luego de que es perforado. Toda esta informacin 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 informacin es haciendo simulaciones numricas con los datos obtenidos y as crear predicciones de lo que pudiera ocurrir. Gracias a esto se pueden tomar decisiones ms certeras sobre posibles mtodos de recuperacin, predicciones de produccin del pozo, cambios en las presiones del yacimiento, entre otras.

EL SIMULADOR PAPADOPULOS-COOPER Uno de los mtodos mas utilizados para analizar pruebas de bombeo en pozos de gran dimetros es EL PAPADOPULOS-COOPER en esta metodologa se realiza una prueba de bombeo o caudal constante en un pozo de gran dimetro, llevando un registro del tiempo desde el inicio de bombeo y cada una de los abatimiento ocurridos en cada tiempo. Mtodo de Papadopulos Consiste en graficar en papel doblemente logartmico, 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 patrn de Papadopulos (fig-1) posteriormente se sobrepone la grafica de los abatimientos obtenidos de la prueba de bombeo, sobre las curvas patrn, haciendo coincidir la curva de los abatimientos con alguna de ellas. Conociendo las curvas de la familia Papadopulos que sigue el mismo patrn de los abatimientos obtenidos en la prueba de bombeo y aplicando formula sencilla, determinan los parmetros hidrolgicos de transmisibilidad y coeficiente de almacenamiento.

VENTAJAS Con este mtodo se puede determinar el abatimiento de un pozo co almacenamiento de agua dentro del agujero. Determina s: El acufero es de extensin infinita. El acufero es homogneo, isotrpico y de transmisibilidad uniforme sobre el rea influenciada por el bombeo. El bombeo en el pozo se realiza aun caudal constante. En pozo es completamente penetrante en el acufero. No existe recarga en el acufero 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 difcil hacer coincidir los abatimientos con un solo patrn de las curvas de la familia de Papadopulos, debido a que ellas difieren levemente su forma (fig. 1 ) movindose de una curva patrn a otra, los resultados del coeficiente de almacenamiento pueden variar en mas de un orden de magnitud, lo que hace dudoso la seleccin del coeficiente de almacenamiento en pruebas cortas de bombeo. En caso de la transmisibilidad esta es menos sensible a la seleccin de curva patrn.

LA GAMA DE SIMULADORES CONVENCIONALES DRILLSIM Desarrollados y fabricados por Drilling Sistems es una solucin para entrenamiento avanzada que cumple con los requerimientos de los operadores, contratistas de perforacin, compaas de servicio y universidades de ingeniera petrolera para ambos ambientes operacionales mar y tierra. Alcance de los simuladores DrillSIM La gama de simuladores convencionales DrillSIM emplean el mismo modela matemtico, por lo tanto el alcance de simulacin 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 bsico o avanzado, DrillSIM se puede utilizar para capacitacin individual o cuadrillas completas, adems se cuenta con la certificacin 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 perforacin.

Tpicamente las consolas estn fabricadas utilizando los mismos controles e instrumentacin que las consolas que se usan en el campo.

VENTAJAS Es ideal para el entrenamiento de personal en operacin del equipo, perforacin avanzada y tcnicas de ingeniera de control de pozo.

Es un sistema de cuatro tableros, cada tablero mide 400mm x 300mm. El simulador ha sido diseado para el instructor ambulante.

VENTAJA Puede revisarse hasta en el avin. El modulo de reparacin esta disponible va la estacin de estudiantes. Es apropiado para operar en lnea con un instructor ambulante. DESVENTAJAS Estos porttiles son una alternativa econmica donde presupuestos o instalaciones son limitadas

GENERALIDADES DRILLING SISTEMS

Simulacin Numrica De Pozos MultisegmentoUn modelo de pozos multisegmento se puede considerar como un conjunto de

segmentos arreglados en una forma topolgica de rbol. El modelo de pozos multisegmento debe ser capaz de determinar las condiciones de flujo en la tubera a lo largo del pozo y a su vez considerar la prdida de presin a lo largo de la tubera y a travs de controles de flujo.

La productividad obtenida con los pozos multilaterales es menor que con sus equivalentes pozos horizontales opuestos.

Simulacin Numrica De Pozos Multilaterales

Un modelo de pozo multisegmento es aplicable para generar pozos de nueva tecnologa. ste puede determinar las tasas de fluidos y las cadas de presin a travs del pozo. El modelo de pozos multisegmento debe ser capaz de determinar las condiciones de flujo en la tubera a lo largo del pozo y a su vez considerar la prdida de presin a lo largo de la tubera y a travs de controles de flujo. Los pozos multisegmento requieren ms iteraciones para que la solucin de las ecuaciones converja en el clculo de las tasa de flujo y de cadas de presin que un pozo convencional. La densidad es un parmetro secundario que no afecta mayormente la cada de presin por friccin en la tubera de produccin. Cuando se tienen tuberas de produccin de dimetro pequeo es necesario tomar en cuenta las cadas de presin que ocurren en la misma, para obtener los valores correctos de las tasas de produccin y presin de fondo fluyente.

En el caso con acufero activo, se presentaron cadas de presin mayores en los segmentos que se encuentren en la seccin vertical del pozo. En dicho caso se pudo obtener un mantenimiento de la presin, una produccin de petrleo mayor y una relacin gas petrleo menor, que en el caso base. En la sensibilidad con respecto al nmero de segmentos, un refinamiento no proporciona ms ventajas en los casos estudiados. VENTAJAS Reducen los costos de perforacin de pozos. En campos que no son viables con perforacin convencional, pueden ser viables usando tecnologa multilateral. Reducen costo de capital, el nmero de localizaciones en superficie. Incrementan la exposicin del yacimiento para estrategias de

produccin e inyeccin. Incrementan la conectividad areal entre las capas de yacimientos

aislados y zonas fracturadas dentro de la formacin del yacimiento. Mejoran el rea de drenaje para reducir efectos de conificacin, reducir el arenamiento, incrementar la eficiencia vertical y horizontal. Ofrecen ms eficiencia en la explotacin de yacimientos con caractersticas geolgicas complejas. Mejoran la produccin de yacimientos en zonas de petrleo delgadas.

DESVENTAJAS Incrementan el costo en comparacin con un pozo convencional. Exigen mayor esfuerzo de planificacin con respecto a pozos convencionales. Corren mayor riesgos en la instalacin de las juntas multilaterales. Pueden tener problemas durante la fase de produccin de los pozos. Son susceptibles a los riesgos de prdida parcial o total del pozo.

Entre las diversas herramientas de software empleadas actualmente en conjunto con los sistemas de levantamiento artificial tenemos:

El programa diagnstico XDIAG: presenta una tecnologa

bastante avanzada que trabaja con la ecuacin de onda y es ideal para sistemas con bombeo mecnico. Permite, entre otras cosas; analizar centenares de pozos en perodos de 24 horas, calcular un estimado bastante bueno de la produccin tomando los datos de la curva de IPR y adems es compatible para trabajar con toda clase de bombas . Su principal ventaja es que maximiza la vida til de la bomba. RODDIAG: es considerado como el mejor programa en anlisis y

diagnstico para sistemas donde se aplica bombeo mecnico. Es fcil 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 mecnico (llenado de la bomba, recorrido del fluido, carga y nivel del fluido, presin 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 mecnico. Calcula automticamente velocidad de bombeo, tamao de pistn y diseo ptimo 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 ms usado y es gratuito. Se utiliza en el bombeo mecnico y permite un trabajo ms fcil 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 clculo de diversos parmetros.

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 mnimos. ESP (bomba electrosumergible) SubPUMP: maximiza el sistema en

el pozo y minimiza el costo de produccin por cada barril. Es el nico programa independiente para diseo y anlisis de sistemas ESP y el ms eficaz. WINGLUE: Permite monitorear pozos con levantamiento artificial en

Gas-Lift. Cuenta con herramientas de diseo, anlisis, optimizacin y simulacin de pozos y entrenamiento de personal con tecnologa avanzada.

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

para pozos y lneas de tubera. El programa optimiza la produccin. Para ello se basa en las soluciones de las leyes de flujo de fluidos, evaluando el comportamiento dentro del pozo, las lneas y los sistemas de produccin e inyeccin. PVTLIB:

Petrleo negro/propiedades composicionales: es un

programa que trabaja con gran precisin para determinar las propiedades fsicas del gas, aceite y agua utilizando dos ecuaciones de estado Redlich-Kwong-Soave (RKS) y Peng-Robinson (PR) que dan bastante exactitud en el clculo de reservas y en el clculo de la produccin cuando existe fluido multifsico en el yacimiento. stas permiten obtener un anlisis composicional completo del fluido. PVTLIB enlaza ms de 140 correlaciones PVT para gas, condensado, aceite y agua. Anlisis de Balance de Materia: OilWat/GasWat: Es de fcil

manejo y provee una simulacin exacta de yacimiento sin necesidad de una data extensa de entrada. Con OilWat/GasWat se puede realizar anlisis completos de balance de materia, con mayor compresin del desempeo del yacimiento y su potencial al revisar las curvas de declinacin obtenidas. VolOil/VolGas: Clculos rpidos y estimaciones de reservas y

depletamiento Provee mtodos estandarizados para el clculo de reservas y depletamientos que permiten la creacin de hojas de balance, factores de recobro, datos para clculos volumtricos, entre otros. Hay otras herramientas de software en el mercado pero sin duda sta son las ms reconocidas y utilizadas en el rea de yacimientos y produccin de petrleo. Los simuladores permiten actualmente modelar

de una forma ms real la amplia variedad de yacimientos que existen en todo el mundo. En consecuencia la aplicacin de la simulacin numrica de yacimientos se ha convertido en una necesidad de vital importancia dentro de la prctica de la ingeniera de yacimientos. La aplicacin de los programas computacionales actuales permiten entre otros aspectos la planificacin de escenarios de desarrollo, el monitoreo de yacimientos, anlisis e interpretacin de los perfiles de produccin y estimacin de reservas y lo ms importante el anlisis y prediccin de resultados, es decir; si las operaciones de explotacin y desarrollo del yacimiento merecen el riesgo y si son econmicamente rentables. Uso de dinmica de pozos Investigacin de un simulador dinmico acoplado.

Las inestabilidades en la produccin son indeseables y juegan un papel crucial durante la vida productiva y la ltima recuperacin de cualquier yacimiento. Estas inestabilidades pueden surgir o ser gobernadas por la interaccin entre el pozo y el yacimiento. Las inestabilidades en la produccin estn subdivididas en dos grupos. En primer lugar, el fenmeno dinmico que ocurre naturalmente; tal como conificacin y acumulaciones de gas, petrleo o condensado en una tubera de gas. Segundo, el fenmeno dinmico de produccin; tal como cierre, limpieza despus de un tratamiento de estimulacin y levantamiento por gas. La existencia de escalas de tiempo y espaciales, para distintos fenmenos que ocurren naturalmente o por produccin dinmica, cuyos valores estn basados en experiencias; son las que permiten mostrar que hay algunos fenmenos que presentan una cierta cantidad de superposiciones. En estas reas de superposicin se espera que la dinmica del pozo sea influenciada fuertemente por la dinmica del yacimiento y viceversa. Las simulaciones son ampliamente usadas para predecir la produccin de petrleo y gas. El estado actual de estas simulaciones es

usar un modelo dinmico de pozo, combinado con algn modelo analtico de yacimiento; o usar un modelo dinmico 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 interaccin pozo-yacimiento y, por consiguiente, suministra pronsticos de produccin no reales en casos donde las interacciones pozo-yacimiento juegan un papel crucial. Unas pocas partes han aceptado la importancia de estas interacciones y estn trabajando sobre simuladores dinmicos acoplados pozoyacimiento. El trabajo presentado en este artculo, surge ante la necesidad de tomar en cuenta la interaccin entre el yacimiento dinmico y el comportamiento (tambin dinmico) del pozo; cuando se investiga la optimizacin de un recurso de produccin. Para simular el fenmeno dinmico en el pozo y en el yacimiento, han sido usados una herramienta de simulacin dinmica de pozos multifsicos (OLGA) y un simulador dinmico de yacimiento multifsico (MoReS). Ambos simuladores han sido conectados usando un esquema explcito. Dentro del marco de la investigacin del Sistema Integrado Enfocado a la Produccin de Petrleo (ISAPP, por sus siglas en ingls), se acoplaron una herramienta de simulacin dinmica de pozo multifsico y un simulador dinmico de yacimiento multifsico, usando un esquema explcito. 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 artculo, el simulador dinmico de pozo; el simulador dinmico de yacimiento y el simulador dinmico acoplado pozo-yacimiento; han sido usados para simular un caso de prueba (real) a manera de comparar las diferencias entre los resultados de la simulacin. Dicho caso consiste en un pozo horizontal con tres

secciones de influjo ubicadas en un hoyo delgado. Se investigaron una serie de escenarios: fenmeno ocurriendo naturalmente, por ejemplo conificacin; y dinmica de produccin, por ejemplo cierre del pozo; que juegan un rol crucial durante las diferentes etapas de la vida del pozo. Descripcin del modelo. A manera de manipular los modelos complejos de pozo y yacimiento, por ejemplo terminacin de un pozo horizontal multizona; como el simulador dinmico de yacimiento se seleccion MoReS y se escogi OLGA como el simulador dinmico de pozo. El acoplamiento entre los modelos de pozo y yacimiento dinmicos se hizo explcitamente en Matlab. Para este estudio se us un hoyo delgado que contiene tres fases segregadas, por ejemplo agua, petrleo y gas. La delgada capa de petrleo contiene un pozo horizontal con tres vlvulas para control de influjo (ICVs, por sus siglas en ingls), las cuales pueden ser controladas individualmente. Modelo dinmico de yacimiento: MoReS es un simulador de

yacimiento

capaz

de

manejar

yacimientos

fracturados

y

no

fracturados. Fue diseado para un amplio rango de aplicaciones de simulacin. Es importante recordar que entre las caractersticas del yacimiento estudiado se encuentra la presencia de una capa de gas. Modelo dinmico de pozo: OLGA es un simulador de flujo multifsico

de una dimensin. Es usado para simular el comportamiento del flujo transiente y los perfiles de presiones del pozo, desde el fondo hasta el cabezal.

Modelo dinmico 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 comunicacin entre ellos durante las simulaciones. MoReS se est comunicando con Matlab va archivos I/O (datos de entrada/salida). La interfaz entre el pozo y el yacimiento es el lmite 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 variacin en el paso del tiempo dada. De manera simultnea, el simulador de yacimiento alimenta al simulador de pozo con el flujo msico y la fraccin de gas y agua por pozo productor. El simulador acoplado tiene los mismos lmites que los simuladores individuales de pozo y yacimiento, por ejemplo la presin de cabezal constante y las condiciones del lmite sin flujo en el campo ms lejano. El principal beneficio del modelo acoplado es que las condiciones lmite, en parte del pozo horizontal, son reemplazados por un lmite del pozo dinmico para el modelo de yacimiento dinmico y viceversa. Los dos simuladores corren siempre en paralelo. El uso de esta herramienta de simulacin acoplada, es necesaria cuando la interaccin pozo-yacimiento juega un papel decisivo en la estimacin u optimizacin de la produccin. Por consiguiente, se realizaron varios estudios para observar dicha interaccin dinmica durante: la irrupcin de gas, al haber conificacin; el cierre y apertura de un pozo, ante una prueba DST e incluso para la simulacin de un cambio sinusoidal al ajustar las vlvulas para control de influjo. Los resultados de las simulaciones de pozos, yacimientos y pozo-yacimiento acoplado, todos ellos dinmicos; son presentados y se da una visin general de los

casos donde los resultados de las simulaciones del acoplado son significativamente ms precisas en comparacin a las simulaciones autnomas de pozo o yacimiento. Cuando se evalu la conificacin de gas, las simulaciones acopladas y no acopladas dan un comportamiento diferente de la presin transiente despus de la irrupcin de gas. El modelo dinmico de pozo en el modelo dinmico de yacimiento, resulta en presiones transientes mucho ms rpidas despus de rpidos cambios en la fraccin de gas. Adems, la simulacin acoplada da una mejor prediccin del efecto del levantamiento por gas natural que el simulador de yacimiento dinmico que usa curvas de levantamiento. Una consecuencia directa es una mejor prediccin de la produccin ptima para el control de la conificacin de gas. La influencia del modelo dinmico de pozos sobre las presiones transientes y una prediccin ms exacta del efecto del levantamiento por gas natural seguida llevan a concluir que la simulacin acoplada debe ser usada si se requiere una simulacin precisa u optimizacin de la produccin de petrleo durante la irrupcin de gas. Para las simulaciones de apertura y cierre, la importancia de la simulacin acoplada es visible en las regiones donde la dinmica del pozo (almacenamiento del hoyo) juega un papel. El simulador acoplado debe ser usado si ocurren fenmenos de pequeas escalas de tiempo, en el orden de menos de un da. La interaccin 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 dinmico dan resultados similares. Para muy largas escalas de tiempo, el simulador dinmico autnomo del yacimiento, el acoplado y el de pozo dinmico; darn los mismos resultados.

El simulador acoplado ha sido probado en un caso de prueba realista. El prximo paso ser simular un campo real y comparar los resultados de la simulacin acoplada con la informacin de campo medida.

PRUEBAS DE POZOS En la actualidad el uso de las pruebas de pozos se ha hecho ms necesario debido al uso de un nuevo algoritmo para la deconvolucin desarrollado por Shroeter (SPE 71574). La Deconvolucin se refiere a las operaciones matemticas empleadas en la restauracin de seales para recuperar datos que han sido degradados por un proceso fsico que puede describirse mediante la operacin inversa, una convolucin. Para entender mejor el proceso de la convolucin es conveniente tomar en cuenta uno de sus mayores campos de aplicacin: la manipulacin y digitalizacin de fotografas. En la actualidad es posible tomar una fotografa antigua que haya sido deteriorada por algn efecto conocido (tiempo, clima, etc.) y conseguir la fotografa original. En este caso se conoce el resultado final (la fotografa deteriorada) el proceso que origin ese deterioro (convolucin) y se busca el dato de entrada (fotografa original) que sufri los efectos de ese proceso. Referido a las pruebas de presin, la utilidad de la convolucin es conocer con mayor exactitud los lmites de un yacimiento. La deconvolucin transforma datos de presin a distintas tasas en una sola cada de presin a tasa constante con una duracin igual a la duracin total de la prueba. De esta forma es posible graficar el diferencial de presin contra el tiempo y conseguir una curva que represente con mayor exactitud el comportamiento de la presin 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 tecnologa

ha permitido que estos anlisis se conviertan en una herramienta fundamental a la hora de caracterizar un yacimiento. A medida que los aportes computacionales se hacen cada vez ms presentes en el campo de la geologa, geofsica y sobretodo geoestadstica, es inevitable pensar que las pruebas de pozos seguirn innovando en la bsqueda de resultados ms exactos que ofrezcan mucha ms informacin de la realidad que subyace en el yacimiento. Equilibrio-Gravedad Durante el proceso de extraccin de los fluidos de un yacimiento, la reduccin en la presin causa reajuste entre los volmenes de gas y de petrleo que se encuentran en equilibrio termodinmico. En mezclas de hidrocarburos relativamente libres de componentes pesados, es posible determinar la composicin total y, basndose 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 volmenes de cada fase a presin y temperatura en cuestin. Cuando el contenido de componentes ms pesados que el hexano es considerable, este mtodo no es aplicable y el procedimiento comn es de medir experimentalmente los volmenes de lquido y de gas en equilibrio. En la mayora de los yacimientos petrolferos, 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 propsito principal es de presentar el comportamiento volumtrico para explicar su utilizacin en la ecuacin de balance de materiales. Para estudiar este comportamiento del sistema de gas natural petrleo crudo, es ms conveniente considerar primero las propiedades individuales del gas natural. Sin embargo, es importante recordar que el

gas natural asociado con el petrleo 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 composicin constante que se encuentra en solucin en un lquido de composicin constante. Equilibrio por Gravedad: El lquido es uno de los cuatro estados de agregacin de la materia. Un lquido es un fluido cuyo volumen es constante en condiciones de temperatura y presin constantes y su forma es esfrica. Sin embargo, debido a la gravedad sta queda definida por su contenedor. Un lquido ejerce presin en el contenedor con igual magnitud hacia todos los lados. Si un lquido se encuentra en reposo, la presin que ejerce est dada por:

Donde es la densidad del lquido y z es la distancia del punto debajo de la superficie. Los lquidos presentan tensin superficial y capilaridad,

generalmente se expanden cuando se incrementa su temperatura y se comprimen cuando se enfran. Los objetos inmersos en algn lquido son sujetos a un fenmeno conocido como flotabilidad. Las molculas en el estado lquido ocupan posiciones al azar que varan con el tiempo. Las distancias intermoleculares son constantes dentro de un estrecho margen.

Cuando un lquido sobrepasa su punto de ebullicin cambia su estado a gaseoso, y cuando alcanza su punto de congelacin cambia a slido. Por medio de la destilacin fraccionada, los lquidos pueden separarse de entre s al evaporarse cada uno al alcanzar sus respectivos puntos de ebullicin. La cohesin entre las molculas de un lquido no es lo suficientemente fuerte por lo que las molculas superficiales se pueden evaporar. Lquidos, sustancias en un estado de la materia intermedio entre los estados slido y gaseoso. Las molculas de los lquidos no estn tan prximas como las de los slidos, pero estn menos separadas que las de los gases. En algunos lquidos, las molculas tienen una orientacin preferente, lo que hace que el lquido presente propiedades anistropas (propiedades, como el ndice de refraccin, que varan segn la direccin dentro del material). En condiciones apropiadas de temperatura y presin, la mayora de las sustancias puede existir en estado lquido. A presin atmosfrica, sin embargo, algunos slidos se subliman al calentarse; es decir, pasan directamente del estado slido al estado gaseoso (vase Evaporacin). La densidad de los lquidos suele ser algo menor que la densidad de la misma sustancia en estado slido. Algunas sustancias, como el agua, son ms densas en estado lquido. Conceptos bsicos sobre las curvas de presin capilar Por Marcelo A. Crotti (ltima modificacin - 11 de agosto de 2003). Cuando dos fluidos coexisten dentro de un medio poroso se ponen de manifiesto algunos fenmenos derivados de la existencia de tensiones interfaciales y ngulos de contacto entre la interface de estos fluidos y el medio poroso. Este fenmeno se puede estudiar y cuantificar por

completo en sistemas muy simples tales como tubos capilares de dimetro 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 fenmenos de superficie que dan lugar a que la fase mojante invada en forma preferencial el medio poroso. En trminos generales, el ascenso o descenso capilar se detiene cuando la gravedad contrarresta (en funcin de la altura y de la diferente densidad de los fluidos) la fuerza capilar desarrollada en el sistema. Presin Capilar La Fig. 1 muestra el fenmeno de introduccin de un capilar en una interface agua-petrleo, donde se genera el denominado ascenso capilar.

Fig. 1 - Ascenso Capilar de la interface agua-petrleo. En este caso (capilar cilndrico), la fuerza que origina el ascenso capilar esta expresada por:

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

Donde,

swo = Tensin interfacial (Dinas/cm) qwo = ngulo de contacto de la interface lquida con la superficie del slido. r = Radio del capilar (cm)

Por otra parte, el peso adicional de la columna, debido al cambio de petrleo por agua durante el proceso.

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

[2]

Donde,

h = Ascenso Capilar (cm) g = aceleracin 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 expresin [3] muestra la dependencia de los efectos capilares con el dimetro del tubo, con la tensin interfacial y el ngulo de contacto (mojabilidad del sistema) y la diferencia de densidad entre fluidos. Veamos, entonces, algunas consecuencias prcticas de estas expresiones. Medios Heterogneos Los medios porosos heterogneos se caracterizan por presentar capilares de muy diferente tamao, de modo que los fenmenos capilares presentan una amplia gama de valores. La Fig. 2 muestra un esquema muy simplificado de medio poroso heterogneo, en base a capilares cilndricos de diferente dimetro.

Fig. 2 - Idealizacin de un medio poroso heterogneo. En la Fig. 3 se observa que por encima del nivel de agua libre (interface plana entre el agua y el petrleo), en un nivel genrico (individualizado por la lnea punteada "Z") existen capilares con agua y capilares con petrleo, dependiendo del dimetro de los mismos y del nivel elegido. Curvas de Presin 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 saturacin de agua con la altura,, correspondiente a un sistema poral heterogneo, pero uniforme.

Fig. 3 - Presin en diferentes puntos de la zona de ascenso capilar. En dicha Figura se identifican algunos puntos y zonas tpicas de las curvas de presin capilar.

FWL = Nivel de agua libre ("Free Wter Level"). Es el nivel en el que se presentara la interface agua petrleo en ausencia de medio poroso.

WOC = Contacto Agua-Petrleo ("Wter Ol Contact). Es el nivel ms bajo en que se puede detectar petrleo. La diferencia entre el WOC y el FWL corresponde al ascenso capilar generado por los poros de mayor "dimetro" de la red poral.

Swirr = Saturacin de agua irreductible. Es la mnima saturacin de agua obtenida por desplazamiento capilar. En los capilares cilndricos la Swirr es nula (no hay fases residuales), pero en los medios porosos naturales toma valores, en general superiores al

10 15 % VP, siendo frecuentes Swirr superiores al 25% VP. Este tema se discute con detalle en otras pginas de este sitio.

Zona de Transicin Capilar: Es la zona que incluye todos los niveles en que la Sw vara entre el 100 % VP y la Swirr.

EXISTE PRESION CAPILAR SI NO HAY GRAVEDAD: No existe altura del agua en un tubo finsimo por capilaridad cuando no hay gravedad. Porque la tensin superficial del agua crea una presin negativa, por ejemplo, en el suelo llamada presin de poros, que es una presin negativa que se mide con respecto a la presin atmosfrica en la tierra que depende de la gravedad. Al no haber presin positiva en el ambiente es decir vaco fuera de la estacin y falta de gravedad dentro y fuera de la estacin, no puede haber, por lo tanto, presin 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 finsino, simplemente flota en el espacio sin gravedad. La frmula de Jurn puede aplicarse al ambiente de cualquier planeta y tambin a la estacin orbital donde no existe gravedad. Al no haber gravedad en la estacin orbital, entonces, no hay ni presin positiva ni negativa, solamente existe la presin + o - realizada a travs de artilugios electromecnicos manipulados por los astronautas, por lo cual, en la estacin espacial la formula da como resultado: Altura capilar=0 con agua en un tubo finsimo. Presin Capilar Es la magnitud de la saturacin de agua en un reservorio, para una altura determinada, esta controlada por: La estructura porosa de la roca. La densidad de los fluidos. Las caractersticas de energa superficial.

El efecto de la estructura porosa se determina a partir de las curvas de presin capilar determinadas en el laboratorio. Los poros en las rocas reservorio son consideradas anlogos a los tubos capilares si se toma en cuenta los dimetros son pequeos. Las rocas de baja permeabilidad presentan altas presiones capilares y zonas de transicin de un gran espesor, mientras que las rocas de alta permeabilidad presentan menores presiones capilares y delgadas zonas de transicin. Cuando dos fluidos inmiscibles estn en contacto dentro de los poros, una superficie curvada se forma entre los dos. La presin en el lado del fluido no-mojante de la interface (Pnw), es mayor que la presin para el lado del fluido mojante (Pn). Esta diferencia de presiones se define como presin capilar (Pc). Pc=Pnw-Pw Cuando dos o ms fluidos estn presentes en una formacin porosa a la misma elevacin (por ejemplo, respecto del nivel del mar), y aun cuando los fluidos estn a la presin de equilibrio, estos no se encuentran a la misma presin. Esta situacin se genera debido a que la atraccin mutua entre la roca y el fluido (tensin de adhesin) es diferente para cada fluido. La diferencia en la presin entre las dos fases en equilibrio a la misma elevacin se denomina presin capilar entre las fases. El fluido con la mayor tendencia a mojar la roca reservorio tendr la presin ms baja. Factores que afectan la Presin Capilar Tamao y distribucin de los poros. Consolidacin de la roca. Diferencia de densidad de los fluidos.

Humectabilidad. Temperatura. Tensin interfacial

Pruebas de Presin Capilar: Pueden hacerse dos tipos de pruebas de presin capilar: La de drenaje y la de imbibicin. Las pruebas de presin capilar de drenaje tienden a duplicar la

acumulacin de petrleo en el yacimiento y se emplean para estimar las saturaciones iniciales de agua. Las pruebas de presin capilar por imbibicin se usan para

predecir la extraccin de petrleo por empuje de agua. La fig. 1 contiene las curvas de la presin capilar de drenaje y la imbibicin en el mismo ncleo. Los valores positivos de la presin capilar denotan que la presin de la fase petrolfera es mayor que la presin en la fase acufera. Para una presin capilar negativa, la presin en la fase acufera es ms alta. Cmo se hace la prueba de Presin Capilar? En la preparacin de una muestra de ncleo para hacer la Prueba de presin capilar de drenaje, se extrae todo el fluido y la muestra se seca antes de saturarla con un fluido humectante bajo ms alta presin. Para lograr un contraste entre el fluido humectante y el no humectante, generalmente se emplea un lquido para la fase humectante y un gas para la no humectante.

Fig.1 Presin Capilar vs Saturacin de Agua *Se han usado dos mtodos para las pruebas de presin capilar de drenaje: El de la centrfuga y el de estado restaurado. El primero se usa ms porque el tiempo y los costos son mucho menores que los requeridos por el mtodo de estado restaurado. Adems, pueden simularse presiones capilares ms altas con la centrfuga que con el mtodo por restauracin. Mtodo de la centrfuga: La muestra saturada con un solo lquido se pone en la centrfuga, cuya velocidad de rotacin determina la presin capilar. El lquido, que generalmente es un aceite de baja viscosidad, como el kerosene, es extrado del ncleo por la fuerza centrfuga, como lo sera por gas bajo presin. La centrfuga se hace girar a baja velocidad constante hasta que el lquido deje de fluir. El lquido 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 grfico de presin capilar versus la fase de saturacin por humectabilidad. El clculo de la distribucin de la saturacin a lo largo del ncleo y la conversin de la velocidad de la centrfuga a presin capilar estn ms all del alcance. Al comienzo de una prueba de presin capilar por imbibicin la muestra de ncleo contiene agua a la saturacin irreducible y el volumen remanente de poros est lleno de petrleo. Estas condiciones de saturacin podran existir al final de una prueba capilar de drenaje por imbibicin, si el agua ha sido desplazada por el petrleo. La prueba de imbibicin duplica el desplazamiento de petrleo por el agua de yacimientos. El final de la prueba es la saturacin residual de petrleo, como se muestra en la Figura 1. La mayora de las pruebas de presin capilar por imbibicin se hacen en la centrifuga. En este caso la muestra del ncleo se rodea de agua mientras est girando. Un procedimiento de reciente creacin permite que se hagan pruebas de presin capilar por imbibicin en la centrfuga, a seudocondiciones del yacimiento. El ncleo debe cortarse y preservarse en condiciones que retengan la verdadera humectabilidad. La temperatura del yacimiento se mantiene en la centrifuga y el ncleo se satura con agua y con petrleo libre de gas del yacimiento. El gas debe removerse del crudo porque el ambiente en la centrfuga est a presin atmosfrica. El rea entre las curvas de presin capilar por drenaje y la de imbibicin (figura 1.), llamada enlace de histresis, es el resultado de que el petrleo que es forzado en los poros de la roca no puede por fuerza deslizarse fcilmente. De hecho, parte del petrleo, correspondiente a la saturacin irreducible, no puede desplazarse, no importa cun alta sea la presin capilar negativa. Esto ocurre cuando la presin de la fase

humectante (agua) es mayor que la presin de la fase no humectante. Solamente en la prueba de imbibicin con la centrfuga son posibles presiones capilares negativas. Sin embargo, esta prueba define la regin de baja saturacin de petrleo de la curva, que constituye la parte importante para determinar la eficiencia de la extraccin de petrleo por empuje de agua. Histresis de vaporizacin del yacimiento La histresis es funcin de la presin. Al haber desequilibrio en las fases hay prdida de recobro. El fenmeno de Histresis. Relacin con las curvas de Presin Capilar y Permeabilidad Relativa

Histresis: Es un trmino que etimolgicamente significa retrasado. Cuando se dice que un material responde al fenmeno de histresis, se est 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 haran otros

materiales. El trmino es utilizado en muchos mbitos. En fsica, por ejemplo, se aplica cada vez que un ferromagneto conserva algo del campo magntico que se le ha inducido. Al graficar los procesos que corresponden al fenmeno de histresis, se pueden observar claramente distintas curvas o rizos que hacen necesario que se conozca la trayectoria seguida por el grfico para analizarlo correctamente. En lo referente a los yacimientos, el trmino de Histresis se aplica a la diferencia entre los valores que asumen la permeabilidad relativa, presin capilar y saturacin residual a medida que la saturacin de un fluido es aumentada o disminuida. Es decir, en muchos medios porosos, los valores de permeabilidad relativa y presin capilar no son una funcin que dependa de la saturacin nicamente; se obtienen valores distintos dependiendo del incremento o la reduccin en la saturacin de una fase determinada. Para poder analizar las curvas de Presin Capilar y Permeabilidad Relativa se deben conocer dos conceptos bsicos: Drenaje e Imbibicin. 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 imbibicin, por el contrario, es un proceso espontneo, por el cual la fase no-mojante desplaza a la fase mojante del yacimiento. Analizando las curvas de Presin Capilar y Permeabilidad Relativa se observa claramente el fenmeno de Histresis. 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 caracterstica, se nota que la saturacin de 100%, que posee el agua en la mayora de los casos, no se vuelve a alcanzar a travs de los procesos de Drenaje e Imbibicin, lo que da como resultado una saturacin de petrleo residual. En general, la histresis es ms 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 direccin de saturacin. En la

mayora de los casos, la permeabilidad relativa para una fase dada es mayor cuando su saturacin se incrementa que cuando se reduce. Por el contrario, el aumento de la saturacin siempre lleva consigo una disminucin de la Presin Capilar. Cada vez que el yacimiento pasa por un proceso de Imbibicin o de Drenaje, queda una saturacin de petrleo residual. Es sta una de las razones por las cuales, conocer el Fenmeno de Histresis es importante. Ms an, cuando muchas de las tecnologas y mtodos para solucionar problemas relacionados con la perforacin y extraccin de petrleo, se basan en la Histresis.

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 mecnicos del subsuelo contienen predicciones de esfuerzos, propiedades mecnicas de las rocas y presin de poro desde el yacimiento hasta la superficie, en donde la aplicacin de este modelo, que proporciona conocimiento de la geomecnica de los estratos de sobrecarga, mejora considerablemente el proceso de construccin de pozos, ya que proporciona informacin para la evaluacin 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 lquidos o gaseosos con caractersticas que permiten su explotacin comercial.La ingeniera de yacimientos es una de las partes ms importantes en la Ingeniera de petrleo, ya que es el nexo entre el yacimiento o reservorio de petrleo o gas y los sistemas de produccin en superficie. El ingeniero de yacimientos es el encargado de interpretar los resultados de la exploracin, estudiar las propiedades de la roca reservorio, y planificar la produccin o extraccin de sus fluidos. Bajo su responsabilidad se encuentra el desarrollo de prcticas de explotacin ptima para cada sistema de hidrocarburos

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