UNIVERSIDADUNIVERSIDADDE AQUINO BOLIVIADE AQUINO BOLIVIA

COCHABAMBA COCHABAMBA

Ingeniería De Gas y PetróleoIngeniería De Gas y Petróleo

FLUIDOS DE PERFORACION

MSC. ING. WALTER LARRAZABAL RODRIGUEZ

BIBLIOGRAFIA

Caceres A. Problemas practicos de fluidos. Editorial Ciencias, Lima, 2000.

Ing. Oyardo Ortiz Abel. Facultad de Ingenieria de Gas y Pêtroleo, 2009.

Mavlitov. Tecnologia de Perforación de pozos profundos. Editorial MIR. Moscu, 1997.

Sarkisov, Saroyan. Resistencia de las paredes en pozos Petroleros. Editorial NTR, Nedra, 1987.

SIGLAS Y ABREVIATURASANH Agencia Nacional de Hidrocarburos

Bbl Barriles

D. S. Decreto Supremo

ENARSA Energía Argentina Sociedad Anónima

GLP Gas Licuado de petróleo

GNPT Gerencia Nacional de Programas de Trabajo

IDH Impuesto Directo a los Hidrocarburos

IVA Impuesto al Valor Agregado

MMBbl/d Millones de Barriles por día

MMBTU Millones de Unidades Térmicas Británicas

MMmc/d Millones de metros cúbicos por día

PETROBRAS Petróleos del Brasil

PDVSA Petróleos de Venezuela S.A.

PTP Programa de Trabajo y Presupuesto

PIB Producto Interno Bruto

RM Resolución ministerial

TCF Trillón de Pies Cúbicos

TGN Tesoro General de la Nación

TM/d Toneladas Métricas por día

$us/MPC Dólares por Millar de Pie Cubico

$us./Bbl Dólares por Barril

$us./TM Dólares por Tonelada Métrica

VPACF Vicepresidencia Nacional de Administración

y Fiscalización de Contratos

WTI West Texas Intermediate

YPFB Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

Recopilado de Texto Ing. Oyardo Ortiz Abel

UNIDAD 1

CONSIDERACIONES BASICAS DE LOS FLUIDOSCONCEPTOS GENERALES

Mecánica de fluidos, parte de la física que se ocupa de la acción de los fluidos en reposo o en movimiento, así como de las aplicaciones y mecanismos de ingeniería que utilizan fluidos.

La mecánica de fluidos es fundamental en campos tan diversos como la aeronáutica, la ingeniería química, civil e industrial, ingeniería petrolera, la meteorología, las construcciones navales y

la oceanografía, etc.

1.2 DEFINICIÓN DE FLUIDO

Para clasificar a los materiales que se encuentran en la naturaleza se

Se pueden utilizar diversos criterios. Desde el punto de vista de la ingeniería, uno de los más interesantes lo constituye aquel que considera el comportamiento de los elementos frente a situaciones

Especiales De acuerdo a ello se definen los estados básicos de sólido, plástico, fluidos y plasma. De aquí la de definición que nos interesa es la de fluidos, la cual se clasifica en líquidos y gases.

Los fluidos reaccionan de una manera característica a las fuerzas.

Si se compara lo que ocurre a un sólido y a un fluido cuando son sometidos a un esfuerzo de corte o tangencial se tienen reacciones

características que se pueden verificar experimentalmente y que permiten diferenciarlos.

Con base al comportamiento que desarrollan los fluidos se define de la siguiente manera: «Fluido es una sustancia que se deforma continuamente, o sea se escurre, cuando esta sometido a un esfuerzo de corte o tangencial". De esta definición se desprende que un fluido en reposo no soporta ningún esfuerzo de corte

1.3 PROPIEDADES DE LOS FLUID OS

Los fluidos, como todos los materiales, tienen propiedades físicas que

permiten caracterizar y cuantificar su comportamiento así como distinguirlos de otros. Algunas de estas propiedades son exclusivas de los fluidos y otras son típicas de todas las sustancias. Características como la viscosidad,

tensión superficial y presión de vapor solo se pueden definir en los líquidos y gases.

Sin embargo la masa específica, el peso específico y la densidad son atributos de cualquier materia.

1.3.1 Masa especifica, peso específico y densidad .

Se denomina masa específica a la cantidad de materia por unidad de volumen de una sustancia.

Se designa por P y se define: P = lim ( m/ v)

v-> 0

El peso específico corresponde a la fuerza con que la tierra atrae a una unidad de volumen.

Se designa por ß. La masa y el peso específico están relacionados por:

ß = gP

Donde g representa la intensidad del campo gravitacional .

Se denomina densidad a la relación que exista entre la masa específica de una sustancia cualquiera

y una sustancia de referencia. Para los líquidos se utiliza la masa especifica del agua a 4°C como

Referencia, que corresponde a 1g/cm3 y para los gases se utiliza al aire con masa especifica a 20° C

1.3.2 Viscosidad .

La viscosidad es una propiedad distintiva de los fluidos. Esta ligada a la

resistencia que opone un fluido a deformarse continuamente cuando se le somete a un esfuerzo de corte.

Esta propiedad es utilizada para distinguir el comportamiento entre fluidos y sólidos. Además los fluidos pueden ser en general clasificados de acuerdo a la relación que exista entre el esfuerzo de corte aplicado y la velocidad de deformación.

1.3.3 Compresibilidad .

La compresibilidad representa la relación entre los cambios de volumen y los

cambios de presión a que esta sometido un fluido. Las variaciones de volumen pueden relacionarse directamente con variaciones de la masa especifica si la cantidad de masa permanece constante. En general se sabe que en los fluidos la masa especifica depende tanto de la presión como de la temperatura d e acuerdo a al ecuación de estado

1.3.4 Presión de vapor.

Los fluidos en fase liquida o gaseosa dependiendo de las condiciones en que se

encuentren las sustancias puras pueden pasar por las cuatro fases, desde sólido a plasma, según las condiciones de presión y temperatura a que estén sometidas.

Se acostumbra designar líquidos a aquellos materias que bajo las condiciones normales de presión y temperatura en que se encuentran en la naturaleza están en esa fase.

1.4 PRINCIPIO DE ARQUIMIDES

El principio de Arquímedes afirma que todo cuerpo sumergido en un fluido experimenta una fuerza hacia arriba igual al peso del volumen de fluido desplazado

por dicho cuerpo. Esto explica por qué flota un barco muy cargado; el peso del agua desplazada por el barco equivale a la fuerza hacia arriba que mantiene el barco a flote.

El punto sobre el que puede considerarse que actúan todas las fuerzas que producen

el efecto de flotación se llama centro de flotación, y corresponde al centro de gravedad del fluido desplazado.

El centro de flotación de un cuerpo que flota está situado exactamente encima de su

centro de gravedad. Cuanto mayor sea la distancia entre ambos, mayor es la estabilidad del cuerpo.

UNIDAD 2

2. DINAMICA DE LOS FLUIDOS

2.1 INTRODUCCIÓN

Los principios físicos más útiles en las aplicaciones de la mecánica de fluidos son

el Balance de materia, o Ecuación de continuidad, las ecuaciones del balance de cantidad de movimiento y el balance de energía mecánica. Pueden escribirse de forma diferencial, mostrando las condiciones en un punto del interior de un elemento de volumen, o bien de forma integrada, aplicables a un volumen o masa.

Existen diversos tipos de fluidos:

a) Flujo de fluidos a régimen permanente o intermitente: aquí se tiene en cuenta la

velocidad de las partículas del fluido, ya sea esta constante o no con respecto al tiempo.

b) Flujo de fluidos compresible o incompresible: se tiene en cuenta a la densidad,

de forma que los gases son fácilmente compresibles, al contrario que los líquidos cuya densidad es prácticamente constante en el tiempo.

c) Flujo de fluidos viscoso o no viscoso: el viscoso es aquel que no fluye con facilidad teniendo una gran viscosidad. En este caso la energía se disipa.

•

2.2 ECUACION FUNDAMENTAL DE LA DINÁMICA DE FLUIDOS.

Para llegar a ella se trata que sobre un fluido actúan dos tipos de fuerzas:

Las de presión, por las que cada elemento de fluido se ve afectado por los elementos rodantes, y las fuerzas exteriores que provienen de un campo conservativo, de potencial V.

2.2.1 Ecuación de Continuidad.

Esta expresión expresa la idea de que la masa de fluido que entra por el

extremo de un tubo debe salir por el otro extremo.

2.2.2 Ecuación de Bernuilli

Para el caso de un flujo irracional a régimen permanente de un fluido incompresible no viscoso, es posible caracterizar el fluido en cualquier

punto de su movimiento si se especifica su rapidez, presión y elevación. Estas tres variables se relaciona con la ecuación de Bernuilli (1700-1782).

En este caso hay que tener en cuenta dos consideraciones:

a) Siempre que un fluido se desplace en un tubo horizontal y se encuentre

En una región donde se reduce la sección transversal entonces hay una caída de presión del fluido.

b) Si el fluido se somete a un aumento en su elevación, entonces la presión

en la inferior es mayor que la presión en la parte superior. El fundamento de esta afirmación es el estudio de la estática de fluidos. Esto es verdad siempre y cuando no cambie la sección transversal del tubo.

La ecuación de Bernuilli tiene las siguientes propiedades:

a) modificar la altura significa una compensación en la variación de la presión o en la velocidad

b) La velocidad en un tubo de sección constante es también constante.

c) El pío. De conservación de energía permite utilizar la ecuación en tubos rectos y de sección transversal constante o en tubos de sección variable.

d) Para aplicar esta ecuación s esencial identificar las líneas de corriente y seleccionar unas estaciones definidas agua arriba y abajo en el fluido.

Las estaciones se eligen por conveniencia.

2.2.3 Teorema de Torricelli

Es una aplicación de Bernuilli y estudia el flujo de un líquido contenido en un

recipiente, a través de un pequeño orificio, bajo la acción de la gravedad.

A partir del teorema de Torricelli se puede calcular el caudal de salida en un

liquido por un orificio. «La velocidad de un líquido en una vasija abierta, por un orificio, es la que tendría un cuerpo cualquiera, cayendo libremente en

el vacío desde el nivel del líquido hasta el centro de gravedad del orificio”:

3. REGIMEN LAMINAR Y TURBULENTO.

Un régimen es laminar cuando considerando en ella capas fluidas, estas se

deslizan unas respecto a otras con diferente velocidad. Este régimen se forma a velocidades bajas. Aquí no existen movimientos transversales ni torbellinos.

El régimen es turbulento, cuando en el seno del fluido se forman remolinos.

3.1 LEY DE POISEUILLE.

 Se define viscosidad a la resistencia opuesta por los fluidos al movimiento en alguna de sus partes. Por el fenómeno de la viscosidad, la velocidad de los fluidos por los tubos crece de las paredes al centro del tubo, ya que en los puntos pegados a la pared, el fluido se adhiere a ella frenándose por su viscosidad. Por efecto de esta viscosidad, hay una perdida de carga a lo largo del tubo.

 

Por esto a la formula de Bernuilli hay que sumarle un termino referido a la perdida de carga y que se denota por hf representando la perdida de carga por frotamiento.

• Ley de Poiseuille: “el caudal de fluido por un tubo cilíndrico en régimen laminar, es directamente proporcional a la cuarta potencia del radio, R, y a la diferencia de presiones entre la parte superior del tubo e inferior p, e

inversamente proporcional a la longitud de este, l, y al coeficiente de viscosidad del líquido, ç”

G = (πR4∆p) / (8ηl)

3.2 NÚMERO DE REYNOLDS

La distinción entre los dos tipos de flujos fue inicialmente demostrada por Reynold en 1883.

Sumergió un tubo horizontal de vidrio en un tanque de vidrio lleno de agua; el flujo de agua a través del tubo se podía controlar mediante una válvula.

La entrada del tubo controlaba la entrada de un fino haz de agua coloreada

en la entrada de corriente del flujo. Reynolds encontró que para bajas

velocidades de flujo, el chorro de agua coloreada circulaba inalterado a lo largo de la corriente principal sin que se produjese mezcla alguna.

Entonces el flujo era laminar. Al aumentar la velocidad se alcanzaba una velocidad critica, difuminándose la vena colorada o sea la vena coloreada. Esto quiere decir que el flujo ya no circulaba de forma laminar sino que se había alcanzado un movimiento turbulento.

N = (vpd) / n

Experimentalmente se comprueba que el régimen es laminar para velocidades pequeñas y de alta

viscosidad, y turbulento todo lo contrario. Asimismo la viscosidad influye en que el movimiento de un

fluido pueda ser laminar o turbulento.

Esquema del Teorema Número de Reynolds

UNIDAD 3

ESTATICA DE LOS FLUIDOS

3.1 INTRODUCCION

La materia ordinaria se presenta en alguno de los tres estados siguientes: sólido, líquido o gaseoso.

Existe un cuarto estado de la materia denominado plasma que es esencialmente un gas ionizado, con igual número de cargas positivas que negativas.

Un sólido cristalino es aquél que tiene una estructura periódica y ordenada, como consecuencia, tiene forma que no cambia, salvo por la acción de

fuerzas externas. Cuando se aumenta la temperatura, los solidos se funden y cambian al estado líquido. Las moléculas ya no permanecen en

posiciones fijas, aunque las interacciones entre ellas sigue siendo suficientemente grande para que el liquido pueda cambiar de forma sin cambiar apreciablemente de volumen, adaptándose al recipiente que lo contiene.

3.2 ESTÁTICA DE FLUIDOS O HIDROSTÁTICA

El concepto fue formulado por primera vez en una forma un poco más amplia por el

matemático filósofo francés Blaise Pascal en 1647, y se conoce como principio de Pascal.

Dicho principio, que tiene aplicaciones muy importantes en hidráulica, afirma que la presión aplicada sobre un fluido contenido en un recipiente se transmite por

igual en todas direcciones y a todas las partes del recipiente, siempre que se puedan despreciar las diferencias de presión debidas al peso del fluido y a la profundidad.

El segundo principio importante de la estática de fluidos fue descubierto por el

matemático y filosofo griego Arquímedes. El principio de Arquímedes afirma que todo cuerpo sumergido en un fluido experimenta una fuerza hacia arriba igual al

peso del volumen de fluido desplazado por dicho cuerpo. Esto explica por qué flota

un barco muy cargado; el peso del agua desplazada por el barco equivale a la fuerza hacia arriba que mantiene el barco a flote.

3.3 DENSIDAD DE FLUIDO

La densidad de una sustancia se define como el cociente de su masa entre el volumen que ocupa.

P = m

V

La unida de medida en el S. I. de Unidades es kg/m3 , también se utiliza frecuentemente la unidad g/cm3 .

 

 

 

  Densidad de solidos y líquidos a (20 ºC)

Sustancia Densidad (g/cm3) Sustancia Densidad (g/cm3)

 

Acero 7.7-7.9 Oro 19.31

Aluminio 2.7 Plata 10.5

Cinc 7.15 Platino 21.46

Cobre 8.93 Plomo 11.35

Cromo 7.15 Silicio 2.3

Estaño 7.29 Sodio 0.975

Hierro 7.88 Titanio 4.5

Magnesio 1,76 Vanadio 6.02

Níquel 8.9 Volframio 19.34

Aceite 0.8-0.9 Bromo 3.12

Acido sulfúrico 1.83 Gasolina 0.68-0.72

Agua 1.0 Glicerina 1.26

Agua de mar 1.01-1.03 Mercurio 13.55 

Alcohol etílico 0.79 Tolueno 0.866

Fuente: Manual de Física Elemental. Koshkin N. I., Shirkévich M. G.. Edtorial Mir (1975) (págs. 36- 37)

3.3 CONCEPTO DE PRESION

Se define presión como el cociente entre la componente normal de la fuerza sobre una superficie y el área de dicha superficie.

p = Fn

S

La unidad de medida recibe el nombre de pascal (Pa)

p = po + r gh

Para medir la presión empleamos un dispositivo

denominado manómetro. Como A y B están a la

misma altura , la presión en A y en B debe ser la

misma. Por una rama la presión en B es debida

al gas encerrado en el recipiente. Por la otra

rama la presión en A es debida a la presión

atmosférica mas la presión debida a la diferencia

de alturas del liquido manométrico.

UNIDAD 4

INTRODUCCION A LOS FLUIDOS DE PERFORACION

4.1. FUNCION Y FINALIDAD.

Las funciones generales de los fluidos de perforación están bien establecidas y

reconocidas, dado que la gran mayoría de los trabajos de perforación depende de los fluidos líquidos de perforación,

A continuación, se mencionan las 8 funciones

básicas de los fluidos de perforación:

1. Transporte de recortes (cutin) hacia la superficie

2. Suspensión de recortes cuando se detiene la circulación

3. Control de presión anular

4. Lubricación y enfriamiento de la columna de perforación.

5. Soporte de las paredes de pozo

6. Flotación de la columna de perforación y casing.

7. Provisión de energía hidráulica.

8. Un medio adecuado para el perfilaje.

Los efectos colaterales siguientes deberán minimizarse para llevar a cabo las funciones

mencionadas.

1. Daños a la formación en pozo abierto

2. Corrosión del casing (cubierta) y la columna de sondeo.

3. Reducción de la velocidad de avance

4. Problemas de circulación con presión y pistoneo

5. Pérdida de circulación

6. Aprisionamiento de sondeo .

7. Erosión del pozo

8. Decantación de recortes en las piletas

9. Desgaste de la bomba de lodo.

10. Contaminación ambiental y del cemento.

4.1.1 TRANSPORTE DE RECORTES HACIA LA SUPERFICIE

Para evitar la acumulación de recortes en el espacio anular, se debe

realizar una adecuada limpieza del pozo, ya que esta acumulación podría provocar un aumento del esfuerzo de torsión, del arrastre, de taponamientos y de la presión hidrostática, que pueden generar

aprisionamiento de sondeo, pérdidas de circulación, fallas de la tubería y reducción de la velocidad de avance.

La velocidad de caída de los recortes depende fundamentalmente de:

1.Tamaño de la partícula 2. Forma de la partícula 3. Densidad de la partícula

4. Viscosidad del fluido.4.1.2 SUSPENSIÓN DE LOS RECORTES CUANDO SE DETIENE LA CIRCULACIÓN

Los recortes tienden a caer al fondo cuando se detiene la circulación, a menos

que el fluido de perforación forme una estructura gelatinosa. Esta estructura gelatinosa mantiene o sostiene los recortes en su lugar hasta que la circulación se reactiva. Pueden producirse presiones excesivas de compresión y pistoneo si el lodo mantiene una estructura gelatinosa una vez que la circulación haya comenzado.

4.1.3 CONTROL DE PRESIÓN ANULAR

Como los fluidos (le formación (petróleo, agua o gas) pueden encontrarse

bajo una fuerte presión, es necesario balancearlos o sobre balancearlos para evitar un flujo descontrolado. Esto se logra por

efecto de la presión hidrostática del fluido de perforación en el espacio anular.

4.1.4 LUBRICACIÓN Y ENFRIAMIENTO DE LA COLUMNA DE PERFORACIÓN

La acción de perforación del trépano en el fondo del pozo y la rotación de las barras de sondeo generan una cantidad de calor importante. El fluido

de perforación debe absorber este calor y eliminarlo del fondo del pozo.

4.1.5 SOPORTE DE LAS PAREDES

La formación puede derrumbarse en el pozo antes del entubado, a menos que se provea un soporte por el fluido de perforación.

Este soporte, que depende de la formación, evita la caída.

4.1.6 FLOTACIÓN DE LA COLUMNA DE PERFORACIÓN (SONDEO) Y CASING

El peso de la columna de perforación o del casing puede superar varios

miles de kilos y generar esfuerzos extremos en la estructura del equipo. El efecto de flotación provisto por el fluido permite absorber, en parte, los pesos excesivos. Esta fuerza depende de la densidad del fluido y del área

transversal sobre la que actúa la presión.

4.1.7 PROVISIÓN DE ENERGÍA HIDRÁULICA

Se desarrolla una muy alta velocidad a medida que el fluido de perforación pasa a través de las boquillas del trepano durante la circulación. Esta velocidad o fuerza hidráulica mantendrá limpia el área debajo del trepano para que éste no tenga que volver a triturar los recortes de lo ya perforado,

lo que provocaría una reducción de la velocidad de avance.

4.1.8 UN MEDIO ADECUADO PARA EL PERFILAJE

El fluido de perforación es necesario para muchas operaciones de MWD (medición

durante la perforación) y de perfilaje que se utilizan para evaluar las formaciones. Muchos perfiles requieren que el fluido de perforación sea un liquido conductor de electricidad que presente propiedades eléctricas diferentes de las que poseen los

fluidos de la formación.

4.2 EFECTOS COLATERALES

4.2.1 DAÑOS DE FORMACIÓN

El daño de la formación puede presentar dos formas diferentes: producción reducida de hidrocarburos o reducción de la estabilidad de las paredes del pozo. Casi todos los fluidos de perforación pueden alterar las características de la formación; sin embargo, algunas formaciones son mas

sensibles que otras y algunos fluidos más dañinos.

4.2.2 CORROSIÓN DE LA BARRA DE SONDEO Y DEL CASING

En el pozo, los tubulares de acero pueden estar expuestos a un medio ambiente corrosivo debido al fluido de perforación. El tratamiento químico del fluido de perforación o el agregado de una capa protectora a la superficie de acero disminuye el efecto corrosivo.

4.2.3 REDUCCIÓN DE LA VELOCIDAD DE AVANCE DEL TRÉPANO

Diversos factores afectan la velocidad de penetración, pero la diferencia entre la presión de la

formación y la hidrostática es la más significativa. Si la presión hidrostática del fluido de perforación

es muy superior a la de la formación, se produce entonces una reducción de la velocidad de avance.

4.2.4 PROBLEMAS DE CIRCULACIÓN, COMPRESIÓN Y PISTONEO

Una viscosidad alta en los fluidos de perforación puede aumentar las presiones de compresión y de pistoneo. La formación de un revoque

grueso puede también contribuir al incremento de las presiones de

compresión y pistoneo, las que pueden provocar una urgencia.

4.2.5 PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN

Puede producirse una pérdida de circulación cuando la presión

hidrostatica excede la resistencia de la formación. Las presiones altas también pueden ser el resultado de malas prácticas de bajada de tubería, lodo muy pesado, excesiva viscosidad o malas prácticas de perforación. Costos elevados de fluido de perforación y pozo, junto con la posibilidad de una surgencia, son los resultados de la perdida de circulación.

4.2.6 APRISIONAMIENTO DE SONDEO

Una de las causas del aprisionamiento de la columna de sondeo es la cantidad excesiva de recortes en el pozo, pero el tipo de aprisionamiento mas significativo

se produce cuando la barra se incrusta en grueso revoque de la pared del pozo.

El aprisionamiento de sondeo puede dar lugar a costosos tareas de pesca y a aumentar el costo del pozo.

4.2.7 EROSIÓN DE LA PARED DEL POZO

Problemas de perfilaje, cementación y atascamiento de la tubería son sólo

algunas de las dificultades de la erosión del pozo. Existen dos clases de erosión: una física y otra química. El bombeo del fluido de perforación perforación hacia el espacio anular a una velocidad menor contribuye a

reducir la erosión física. La erosión química depende de la reacción química producida entre el fluido de perforación y la formación geológica.

4.2.8 DECANTACIÓN DE RECORTES EN LAS PILETAS

La misma fuerza que impide que los recortes caigan en el pozo cuando la circulación se detiene puede también evitar la decantación de solidos indeseables en las piletas. La gravedad provoca que algunos de los solidos caigan al fondo de las piletas, pero la mayoría de ellos requiere para poder extraerlos de un equipo de control de sólidos, tal como un desarenador o desarcillador (desilter) .

4.2.9 DESGASTE DE LA BOMBA DE LODO

Los mismos sólidos que se mencionaron antes pueden provocar el desgaste excesivo

de los componentes de las bombas si no se los remueve. Probablemente, el sólido más abrasivo es la arena, el mineral componente el cuarzo Si O2 , que se incorpora

al Fluido durante de la perforación. Esta es removida mediante el equipo de control de sólidos.

4.2.10 CONTAMINACIÓN AMBIENTAL Y DEL CEMENTO

Aquellos fluidos que son buenos para las operaciones de perforación son,

por lo general, incompatibles con la lechada de cemento. Debe utilizarse un fluido espaciador para separar el cemento del fluido de perforación.

Ciertos líquidos, sólidos y aditivos químicos pueden causar problemas ambientales. Algunas veces, un aditivo determinado debe reemplazarse

por un producto menos efectivo y más caro, pero que no afecte en gran medida la vida marina o el ambiente.

5. REOLOGIA DE LODOS DE PERFORACION

5.1 INTRODUCCION

Reología es el estudio de la deformación de los materiales. En el campo petrolero es

el estudio del comportamiento de los diferentes fluidos de perforación. Es la

expresión de la energía que se va requerir para mover y circular el lodo a través del sistema.

El comportamiento reológico de un lodo va a depender de diferentes propiedades físicas del fluido.

Estas propiedades van a determinar y controlar propiedades de flujo como:

Velocidad de flujo Tipo de flujo Caída de presión

La relación de estos dos valores

define a la viscosidad de un fluido.

Viscosidad = Esfuerzo de corte

Velocidad de corte

Esta relación define la resistencia de un fluido a ser puesto en movimiento cuando se aplica una fuerza determinada.

Los reómetros, rotativos se hallan diseñados de tal manera que si se multiplican los

RPM por 1,7 la velocidad de corte es convertida de RPM a segundos recíprocos.

Ejemplo

600 Rpm x 1,7 = 1020 sec.-1

300 Rpm x 1,7 = 510 sec. -1

Si las lecturas obtenidas a diferentes RPM , se multiplican por 5,11, la lbs/100 pies serán convertidas a dinas/cm2

Ejemplo

Determinar la viscosidad de un lodo donde se ha determinado una lectura

De 600 RPM de 45 unidades o lbs/pie2

Velocidad de corte 600 RPM x 1,7 = 1020 sec -1

Esfuerzo de corte 45 x 5,11 = 229,95 Dyn/cm2

Viscosidad = 229,95 dyn/cm2 = O.225 poise o 22,5 centipoise

1020 sec-1

8. TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACION

8.1 PETROLEO COMO FLUIDO

En la mayoría de las áreas productoras, el petróleo es abundante y su uso, económico. En general, es no - corrosivo y no provoca hinchamiento de las arcillas

en la zona productora. Es liviano, (- 7 ppg 839 g/l lo que resulta excelente para

utilizar en el caso de pozos de petróleo de baja presión.

Características a tomar en cuenta en el caso de utilizar petróleo:

A. Puede contener ceras, partículas finas de arena, sólidos o asfaltos.

Fluidos de Perforación

DEFINICIÓN:

Es un fluido de características físico-químicas apropiadas. Puede ser aire, gas, agua, petróleo y combinaciones de agua y aceite, con diferente contenido de sólidos. No debe ser tóxico, corrosivo, ni inflamable, pero sí inerte a contaminaciones de sales solubles o minerales y estable a cambios de temperaturas. Debe mantener sus propiedades según las exigencias de las operaciones y ser inmune al desarrollo de bacterias.

Fluidos de PerforaciónFUNCIONES

1. Remover los sólidos del fondo del hoyo transportarlos hasta la superficie.

• Densidad y viscosidad

• Velocidad de circulación

Fluidos de Perforación

FUNCIONES2. Enfriar y lubricar mecha y sarta de perforación.

• Fricción con formaciones• Gasoil y químicos (lubricantes)

Fluidos de PerforaciónFUNCIONES

3. Cubrir las paredes del hoyo con un revoque liso, delgado, flexible e impermeable.

• Concentración y dispersión de sólidos arcillosos comerciales.

Fluidos de PerforaciónFUNCIONES

4. Controlar las presiones de las formaciones.• Uso de densificantes (barita, hematita, siderita, magnetita,

etc).

• Ph = 0.052 x (lbs/gal) x D (pie)

• Ph = 0.00695 x (lbs/pie3) x D(pie)re

rrw

Ph > Py

Fluidos de PerforaciónFUNCIONES (Cont.)5. Suspender sólidos y material densificante, cuando es detenida temporalmente la circulación.

• Tixotropía.• Resistencia de Gel evita precipitación del material

densificante.

Fluidos de Perforación•FUNCIONES (Cont.)7. Mantener en sitio y estabilizada la pared del hoyo, evitando derrumbes.

• Estabilidad en paredes del hoyo.• Minimizar daño.

K

o

rdKdK

re

rrw

hh

Ph > Py

Kd < K

• Fluidos de Perforación

• FUNCIONES (Cont.)8. Facilitar la máxima obtención de información sobre las

formaciones perforadas.• Información geológica.• Registros eléctricos.• Toma de núcleos.

UNIDAD COMPACTA DE PERFILAJEUNIDAD COMPACTA DE PERFILAJE

Fluidos de PerforaciónFUNCIONES (Cont.)9.Transmitir potencia hidráulica a la mecha.

• Lodo es el medio de transmisión de potencia.• Diseño de programa hidráulico.

Hoyo Abierto

Revestimiento

Revestimiento

Salida del fluido

Unión GiratoriaVertical

Kelly

Porta Mecha

Fluidos de Perforación

•FUNCIONES (Cont.)

10. Facilitar la separación de arena y demás sólidos en la superficie.

Fluidos de PerforaciónFluidos de PerforaciónREQUISITOS MÍNIMOS

1.Extraer del hoyo los pedazos de formación que la barrena va cortando.

2.Proteger las paredes del pozo para que no se derrumben.

3.Mantener ocluidos a los fluidos de las formaciones atravesadas. • PARA ESTO, SE DEBE TENER CONTROL SOBRE LAS PROPIEDADES FISICAS

Propiedades FísicasPropiedades FísicasDENSIDAD

1.Debe ser tal que la presión hidrostática originada en cualquier punto del hoyo, sea mayor que la presión de la formación en el mismo punto.

2.Puede variar de acuerdo a las necesidades del pozo.

3.En perforación, generalmente se expresa en lbs/gal.

Propiedades FísicasPropiedades FísicasDENSIDAD (cont.)

Se puede determinar utilizando una balanza de lodo.

Propiedades FísicasPropiedades FísicasVISCOSIDAD1.Debe ser tal que el F.P. sea capaz, a una mínima

velocidad de ascenso, de arrastrar

los cortes de la barrena hacia la

superficie.

2. No muy alta, ya que disminuiría la

tasa de penetración y requerirá

grandes niveles de energía.

3. No muy baja, porque se necesitaría

una gran velocidad de ascenso de

fluido para arrastrar los cortes.

Propiedades FísicasPropiedades FísicasVISCOSIDAD (cont.)• Se puede determinar con un embudo Marsh, o con un viscosímetro.

Propiedades FísicasPropiedades FísicasFILTRACIÓN

1.Sobre balance promedio de 200 a 400 lpc.

2.Esto produce una invasión del fluido del pozo hacia la formación, conocido como filtración.

3.En el laboratorio se utiliza el Filtroprensa para determinar la filtración que produce el lodo bajo ciertas condiciones.

Propiedades FísicasPropiedades FísicasREVOQUE

1.Siendo el lodo una suspensión coloidal, la filtración del pozo hacia la formación producirá en las paredes del hoyo acumulación de los sólidos arcillosos y formarán una costra que quedará adherida a la formación.

2.Debe ser impermeable, resistente flexible y delgado.

Clasificación de los F.P.

Una amplia clasificación de fluidos de perforación se observa a continuación:

Líquidos Gases

Mezclas gas-líquido

Base agua Base aceite Espuma Agua aireada Aire Gas natural

Clasificación de los F.P. (cont.)•Los principales factores que determinan la selección de fluidos de perforación son:

1.Tipos de formaciones a ser perforadas.

2.Rango de temperaturas, esfuerzos, permeabilidad y presiones exhibidas por las formaciones.

3.Procedimiento de evaluación de formaciones usado.

4.Calidad de agua disponible.

5.Consideraciones ecológicas y ambientales.

•Sin embargo, muchas veces impera el ensayo y error

Clasificación de los F.P. (cont.)

Los lodos base agua son los más comúnmente usados. Los lodos base aceite son generalmente más costosos y requieren más procedimientos de control de contaminación que los base agua. Su uso normalmente se limita a perforación de formaciones de muy altas temperaturas, o formaciones adversamente afectadas por lodos base agua.

Lodos base agua – Comentarios

1.Consisten en una mezcla de sólidos, líquidos y químicos, con agua siendo la fase continua.

2.Algunos de los sólidos reaccionan con la fase agua y químicos disueltos, por lo tanto son llamados ‘sólidos reactivos’. La mayoría son arcillas hidratables.

3.Los químicos agregados al lodo restringen la actividad de estos, permitiendo que ciertas propiedades del F.P. se mantengan dentro de límites deseados.

Lodos base agua – ComentariosLodos base agua – Comentarios

4.Los otros sólidos en un lodo no reaccionan con el agua y químicos de manera significativa, siendo llamados ‘sólidos inertes’.

5.Cualquier aceite que se agregue a un lodo base agua es emulsificado dentro de la fase agua, manteniéndose como pequeñas y discontinuas gotas (emulsión aceite en agua).

Lodos base aceite – Comentarios

1.Son similares en composición a los lodos base agua, excepto que la fase continua es aceite en lugar de agua, y gotas de agua están emulsificadas en la fase aceite.

2.Otra diferencia importante es que todos los sólidos son considerados inertes, debido a que no reaccionan con el aceite.

Componentes de un F.P.Componentes de un F.P.

Un F.P. base agua se compone de varias fases, cada una con propiedades particulares y todas en conjunto trabajan para mantener las propiedades del fluido en óptimas condiciones. Estas fases son:

1.Fase Líquida.

2.Fase Sólida Reactiva.

3.Fase Sólida Inerte.

4.Fase Química.

Componentes de un F.P.Componentes de un F.P.FASE LÍQUIDA

1.Es la fase continua o elemento que mantendrá en suspensión los diferentes aditivos o componentes de las otras fases.

2.Generalmente, agua dulce, agua salada, aceites.

Componentes de un F.P.Componentes de un F.P.FASE SÓLIDA REACTIVA

1.Constituida por la arcilla, elemento que le dará cuerpo y gelatinosidad al fluido. En agua dulce, es la bentonita y su principal mineral es la montmorillonita. En agua salada, atapulguita.

2.La arcilla tiene una gravedad específica de 2.5 y su calidad se mide por el Rendimiento de la misma.

Componentes de un F.P.Componentes de un F.P.

FASE SÓLIDA REACTIVA (bentonita)

• Componentes de un F.P.Componentes de un F.P.FASE SÓLIDA INERTE

1. Es el elemento más pesado en el fluido. Se usa para aumentar la densidad del mismo, comúnmente es barita, cuya gravedad específica es 4.3. También están la hematita, galena, etc.

2. Existen otros sólidos inertes no deseables, los cuales son producto de la perforación. Su gravedad específica no es alta: arena, caliza, dolomita.

Componentes de un F.P.Componentes de un F.P.FASE QUÍMICA

1.Grupo de aditivos que se encargan de mantener el fluido dentro de parámetros deseados.

2.Dispersantes, emulsificantes, reductores de viscosidad, controladores de filtrado, neutralizadores de pH, etc.

Determinación de la densidad final de un F.P.

•Para esto, se deben hacer las siguientes consideraciones:

1.Peso final igual a la suma del peso de sus componentes.

2.Volumen final igual a la suma de volúmenes de sus componentes.

•La densidad final será la relación entre el peso final y el volumen final, por ejemplo:

Determinación de la densidad final de un F.P.

•Donde r es la densidad final, y:

•Wf: Peso final del fluido. Ww: Peso del agua

•Vf: Volumen final. Wo: Peso del petróleo

•Wb: Peso de la barita Wa: Peso de arcilla

f

f

V

W abowf WWWWW abowf VVVVV

……densidad final de un F.P.densidad final de un F.P.

El peso de cualquier componente del fluido será:

)('..350. lb sVGVW Donde G’ es la gravedad

específica y V el volumen en bls.

Volumen de Fluido en Circulación

Una vista esquemática del ciclo del fluido de perforación:

El sistema de circulación del fluido de perforación es

parte esencial del taladro. Sus dos componentes

principales son: el equipo que forma el circuito de

circulación y el fluido propiamente.

Variación de la densidad del F.P.•La presión de formación debe ser controlada por la presión hidrostática del fluido de perforación. La densidad del F.P. debe ser tal que la presión frente a cualquier estrato sea mayor a la presión de la formación.

•La presión de la formación aumenta con profundidad a un gradiente normal de 0.465 lpc/pie; esto no se cumple en todos los casos. Se requiere que se pueda variar la densidad del fluido para ejercer el control deseado.

•El peso final de un fluido será igual al peso inicial, más el peso del material densificante usado.

BOMBAS DE CIRCULACION

La función principal de la(s) bomba(s) de circulación es enviar determinado volumen del fluido a presión, hasta el fondo del hoyo, vía el circuito descendente formado por tubería de descarga de la bomba, tubo de para la manguera, junta rotatoria, junta kelly, sarta de perforación (compuesta por tubería de perforación y sarta lastra barrena) y barrena para ascender a la superficie por el espacio anular creado por la pared del hoyo y perímetro exterior de la sarta de perforación.

• Bombas para fluidos de perforación Bombas para fluidos de perforación

Generalmente, dos bombas de lodo están instaladas en el taladro. Para los grandes diámetros de hoyo utilizados en las porciones someras del hoyo, ambas bombas pueden ser operadas en paralelo para suministrar los altos caudales requeridos. En las porciones más profundas, sólo se necesita una bomba, y la otra sirve de apoyo cuando se realice mantenimiento a una.

Bombas para fluidos de perforación Bombas para fluidos de perforación Pueden haber dos tipos de bombas a usar:

– Duplex: dos pistones de doble acción.– Triplex: tres pistones de acción simple.

Bombas para fluidos de perforación Bombas para fluidos de perforación

Bombas…Bombas…Las bombas se identifican por sus características y su capacidad de operación. De cada bomba se debe conocer:

– Potencia max. de operación: HP.– Presión de descarga: Ps.– Longitud de la embolada: E.– Emboladas por unidad de tiempo: N (EPM).

– Diámetro max. del cilindro: dcl (pulg).

– Diámetro del vástago: dva (pulg).

Bombas…Bombas…El gasto o caudal de la bomba (volumen que puede impulsar la bomba por unidad de tiempo, en gpm), es ajustable a los requerimientos del pozo, variando:

– Emboladas por minuto.– Diámetro del cilindro

Partes de la bomba de un fluido de perforación

Bombas…Bombas…Durante la perforación se trabajará con un gasto óptimo, diseñado para alcanzar la mejor efectividad de penetración de la barrena. Limitado por:

– Gasto mínimo, función de velocidad min. de ascenso del fluido.

– Gasto máximo, dado por condiciones de operación de la bomba.

CONCEPTOS BASICOS EN INGENIERIA DE RESERVORIOS TEMA 2 Areas de Interés Petrolero en Bolivia Por:

W. Gonzales M.

CONCEPTOS BASICOS EN INGENIERIA DE RESERVORIOSOrigen de los HidrocarburosLa teoria Biotico. Organ ico: Acumulacion de hidrocarburos producidos por restos organicos, que son preservados en sedimentos y sufren un proceso de descom`posicion.La teoria Abiotica .Inorgänico: El petroleo cudo se forma en el manto de la tierra.

Hace 201 millones de años. El Metano y no los volcanes causaron extincion masiva al final del Trasico.La extinsion de la mitad de la vida marina en la tierra ocurrida hace 201 millones de años se debio a una cuantiosa liberacion de Metano en la atmosfera y no a un incremento de la actividad volcanica, segun un estudio que publico ayer 22 de julio 2011 á revista Science en su edicion impresa. Hasta ahora el consenso en la comunidad cientifica era que durante ese periodo geologico, cuando se fragmento el continente unico denominado Pangea, la intensa actividad volcanica causo los cambios de clima que llevaron a la extinsion masiva de especies marinas. Los investigadores determinaron que en un periodo de 10.000 a 20.000 años durante la extincion de vida marina al final del Triasico, entre 12.000 y 38.000 gigatoneladas de metano fueron a dar a la atmosfera. Una gigatonelada equivale a mil millones de toneladas. LOS TIEMPOS SABADO 23 DE JULIO 2011.

PARAMETROS PARA LA ACUMULACION DE HIDROCARBUROS EN LAROCA MADRE

PARAMETROS DE EXISTENCIA Acumulaciön de material orgänico Preservaciön del material organico

Maduracion termica Calor subterräneo Ventana„ COMPOSICION PORCENTUAL

DE LA ROCA Esquisto 65% Roca

Metamorfica Carbonato 21% Carbon ~ 2%. Marmol 12% Roca Metamorfica

Engineering & Services , Freddy G

Dos Etapas:•Primaria: Desde la roca madre a otra porosa•Es un Proceso complejo•Limitado a las cercanias de la roca madre.

•Secundaria: A traves de la roca porosa hasta la trampa•Flotaciön, capilaridad, tectonismo•Larga distancia *Impermeable cap rock = Roca impermeable sello. •Sand = Arena * Shale = Lutita•Shale = Esquisto * Slate = Pizarra•Oil = Aceite * Source rock = Roca origen •Limestone = Caliza

Migraciòn de Hidrocarburos

•Anticlinales

•Fallas•Domos• Trampas estratigräficas•Domos salinos•Inconformidades Trampas combinadas

La Trampa 

Estructuralll

D0MO

Falla

Gas >v WBlflf \v

Estratigrafica

Domo Salino

Inconformidad

 

La Trampa

Cambio de las propiedades de la formaciön

El Sello Son Barreras impermeables; Rocas Sellantes (Cap rocks). Tapa, capa de Rocas

Tipos de sello Esquisto (Shale) 65% Roca metamorfica, de Lutita Evaporitas (Sal) 33% Ca CO3 Halita. Carbonatos 2%

-Porosidad

-Espacio vacio

-Permeabilidad:

-Capacidad del fluido de pasar a

traves de la roca

•Rocas-Reservorio mäs comunes

Areniscas 60%

Carbonatos 39%

REQUERIMIENTOS BASICOS EN El RESERVORIO

PROPIEDADES DE ROCA Y DE FLUIDOS Tema 3

Generalidades

•La identificación y evaluación de las propiedades del sistema roca-fluido es muy importante para la ingeniería de reservorios y otras disciplinas relacionadas, porque constituyen los datos básicos que posteriormente son utilizados en cálculos del potencial del yacimiento y diseño de proyectos de recuperación de hidrocarburos.

El Reservorio: sistema roca-fluidos

• El reservorio es básicamente un sistema roca-fluidos. Por lo tanto, para identificar y evaluar las propiedades, se debe considerar separadamente roca y fluidos, de modo que se tendrá:

a)propiedades petrofísicas (roca)

b)propiedades de los fluidos

.• Son propiedades correspondientes a la roca que

constituye el reservorio donde están almacenados los fluidos. Fundamentalmente éstas son: a) la porosidad; b) la permeabilidad y c) la saturación.

DETERMINACION DE LA POROSIDAD EN LABORATORIO. POROSIMETRO

Medidor de vacío Válvula

Bomba de desplazamiento

Se utiliza como base el concepto de porosidad por tanto , si Vs es el volumen de la parte solida y Vt el volumen total de la muestra, la porosidad es:

Vt - Vs

Ø = ---------- Vt

Distribucion de la Porosidad• Representada por: (f)

Rango: Entre 5 y 30%

- Primaria:

- Secundaria:

• Formada durante la deposición

• Formada después de la deposición

• Esferas empacadas romboidalmente: 4> = 26%

• La distribución de los granos, en las arenas, las arcillas, Sedimentos y la cementación afectan la porosidad

PorosidadAnálisis de porosidad en rocas silisiclásticas y carbonáticas.

Las rocas sedimentarias son las que generalmente presentan porosidad, entre algunas de ellas se encuentran las silisiclástica y las carbonáticas cuyas porosidades son características y bien diferenciada entre si.

 

Interconectada

- Multiples pasajes Conectadas- Un solo pasaje

Aislada

- No hay conexiones.

1 + 2 = Porosidad efectiva

La relaciön entre la porosidad efectiva y la existente es una medidad de la Permeabilidad.

Tipos de Porosidad

 

Porosidad Primaria

Porosidad Intergranular (Arenisca)

Porosidad Intragranular (Carbonato)

Porosidad Secundaria

Ventana (Encogimiento) Soluciön (Percolado) - Intercristalina - Moldeo

- Cavernoso

Fractura

Determinaciòn de la Porosidad• Test de Porosidad

• E-Logs > Porosidad Total

Sonic Logs

Neutron Logs

Density Logs

• Ensayo de Nücleo > Porosidad Efectiva

Saturaciön de agua

Saturaciön de Gas

Inyecciön de Mercurio

Permeabilidad, segun Darcy

La permeabilidad refleja una interconexiön poral continua.El Darcy es la unidad de permeabilidad.

- 1 Darcy se define como aquella permeabilidad que permite pasar a un fluido de un centipoise (1 cPo) a una velocidad de 1 cm/seg con una diferencial de presiön (AP) de 1 atm/cm.

k dp

v = ----------

µ dx

v= velocidad de fluido

dp/dx =Gradiente de presión

µ = Viscosidad del fluido, cp

k = Permeabilidad, Darcy`s.

Saturaciön• Cantidad de agua por unidad de volumen = (Sw) [%]

• Cantidad de HC por unidad de volumen = (1 - Sw) [%]

Porosity OilSaturation ( So) Water Saturation (Sw)

Rock Volume

Permeabilidad y Saturaciòn

10

< 

5

> 

—i

tu

Relaciön ente la permeabilidad yla saturaciön de un determinado

fluido-• Permeabilidad Absoluta: Permeabilidad de la roca con 100% de saturaciön (k).

- Permeabilidad Efectiva: Permeabilidad de una fase si el fluido es multifäsico. (ko)

• Permeabilidad Relativa: Relaciön entre la Perm. Relativa y la Absoluta (kro)

Cuäl permeabilidad se usa para la Ley de Darcy?

Efectiva

Diagrama de Fase (PVT)

Temperature ■

.Ciitical point

Mecanismos de Drenaje• Hay cuatro mecanismos principales de

drenaje de un reservorio:

- Por Gas en Solución (Depletaciön)

- Por Expansión del Casquete de Gas

- Por Empuje Acuífero.

- Combinados

Gas en Soluciön (Depletaciön)

i

AT

DIL PROCUCING WELLS

Gas en Soluciön DepletaciönEl petröleo es producido por la expansiön del fluido y el gas disuelto en la fase liquida.

Caractensticas: P > PK res b

- Producciön inicial alta- Räpida declinaciön- El GOR presenta un pico que - indica la mayor permeabilidad al gas (skin)- Reservorio cerrado

Expansion del Casquete de Gas

B. MAP VIEW

El petröleo es producido por la expansiön del casquete de gas presente en el reservorio.

Caracteristicas:- P < PK 1 res ■ b-La expansiön del fluido es despreciable.-El fluIdo se mueve debido a la expansiön del gas libre.- Reservorio cerrado.- Tiende a producir solo gas

Empuje Acuifero

OI_P30DLC;NGWELL

iiIM ^^ i>

B. MAP VIEW

El petróleo que se produce es reemplazado por agua, manteniendo la presión del reservorio constante si el coeficiente de reemplazo es 1:1

Características:

Presion = Constante

- El corte de agua aumenta con el tiempo. - Reservorio abierto - WOC aumenta de nivel, indicando la inundación del reservorio

Reservorios Combinados

A. CROSS SECTION

B. MAP VIEW

En la realidad los reservorios presentan mas de un mecanismo de producciön al mismo tiempo

MecanismosLos reservorios por empuje acuifero tienen un alto indice de recuperaciön (60%)

Los reservorios por casquete de gas tienen una recuperaciön de hasta 40% con una gran reducciön de la Preservorio

La producciön por gas en soluciön es la mas ineficiente, y tiene un bajo indice de recuperaciön

TIPOS DE POROSIDAD 

A) POROSIDAD ABSOLUTA (Фa) .- Es la razón del espacio poroso total con el volumen total de la roca, sin tomar en cuenta si los poros están comunicados entre si o no

Ф a = Vp (comunicados y no comunicados)/Vb …… (4 – 2)

 

B) POROSIDAD EFECTIVA (Фe).- Es la razón del espacio poroso intercomunicado al volumen total de la roca

Фe = Vp (intercomunicados)/Vb…… (4 – 3)

Porosidad efectiva.- Es la relación únicamente de los poros interconectados con referencia al volumen total de la roca. Fig.1.1. y 1.2.

Fig. 1.1 Esferas ilustran porosidad máxima 47.6% Fig. 1.2 Ilustra variedad de

forma de granos y porosidad

minima de 25.9%

Debido a la recuperación de los HC. en los yacimientos estos deberán desplazarse cientos de metros a través de los poros abiertos en la roca hacia los pozos productores. Si los HC ocupan espacios porosos aislados, estos no serán recuperados y en consecuencia se tendrán poco interés en ellos, obviamente la “porosidad efectiva“ será la que mas importancia tendrá el ingeniero petrolero, ya que es una indicación de la conductividad de los fluidos.

Según la intercomunicación poral:

La porosidad efectiva, es una funcion de muchos factores litologicos: la forma de grano, distribucion, arreglo de los granos, compactacion, cementacion, cantidad, clase de arcillas y estado de hidratacion.

Geológicamente la porosidad, puede ser clasificada de acuerdo con el tiempo de formación como:1.- Porosidad Primaria (Intergranular) Es la porosidad formada simultáneamente con el deposito de los sedimentos, Los espacios contribuyentes a este tipo, son los espacios entre los granos individuales de los sedimentos .Las rocas sedimentarias clásticas o detricas que tienen este tipo de porosidad

Ejemplo;-Areniscas, conglomerados, calizas, etc. 

1.- Porosidad Secundaria.- Esta constituida por cavernas, fisuras, fracturas, juntas, etc. formadas después de que los sedimentos fueron depositados, por agentes tales como soluciones circulantes, dolomitizacion, movimientos tectonicos, etc.Ejemplo;-Calizas, dolomitas, etc.Una aplicación de la porosidad efectiva es la determinación del volumen

Una aplicación de la porosidad efectiva, es la determinación del volumen original del HC «in situ». Consideramos al reservorio con una determinada área en acres y un espesor promedio h. El volumen bruto del reservorio será:

Volumen bruto = 43,560 Ah ft3. ; o también

Volumen bruto = 7,758 Ah Bbl

Donde: A = area externa en acres; h = espesor promedo en ft.

Según su calidad, Lavorsen, señala:

Rango de porosidad Calidad

0 – 5 Descartable

8 – 10 Regular

10 – 15 Buena

15 – 20 Buena

20 – 25 Muy buena

FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD:

Entre los factores que afectan la porosidad en general tenemos:EmpaquetamientoSelecciónCementoAngularidadRedondezCompactación

•a) Empaquetamiento.- Es la distribución geométrica de los granos, según su forma se tienen porosidad: ø = 47,6% si son cúbicos, ø = 25,9% sin son rómbico o hexagonal.

•Selección.- Una roca “Bien Seleccionada”, es aquella compuesta por partículas de tamaño y forma uniforme; caso contrario es una roca pobremente seleccionada.

•Cemento.- Es la sustancia que mantiene juntos los diversos granos o partículas. Este cemento es cuarzo o calcita. A mayor cantidad de cemento, menor será la porosidad.

• Angularidad.- A mayor angularidad, menor porosidad y viceversa; esto se debe al relleno de los espacios vacíos.

•Redondez.- La redondez de los granos, junto con el empaquetamiento y selección, afectan la porosidad, debido al entrelazamiento de los granos, así como al relleno de los espacios vacíos, a mayor redondez mayor porosidad y viceversa.

•Compactación.- Es un fenómeno que afecta la porosidad (ø), es la presión hidrostática que se ejerce sobre una determinada roca, eliminando el tamaño del hueco.

Metodos para la determinación de la porosidad:

La porosidad, puede ser determinada: a) en laboratorio; b) con registros de pozo.• a- En laboratorio (método directo):•Se la realiza mediante la recuperación de testigos de formación, los cuales llevados al laboratorio de petrofísica y mediante el uso de métodos apropiados, tales como la bomba de mercurio, determinamos la porosidad.•Método de saturación.- El testigo es saturado al 100% con mercurio, se lo coloca en una bomba volumétrica de comprensión (porosimetro), de tal forma que no sea capaz el mercurio de introducirse en los poros de la roca. El Vt. de roca se lee en un manómetro.•Método de boyle’s.– La muestra es colocada en una cámara con un volumen calibrado “V”, se comprime la muestra “V-Vs”, variando el volumen del gas “ΔV”, isotérmicamente de P1 a P2, el Volumen de sólidos “Vs”, se calcula con la fórmula de Boyle. Ver siguiente Figura.

•

Vs = V P2 Vp Pp

Determinación de la permeabilidad:

• La permeabilidad, puede ser determinada: a) en laboratorio; b) con registros de pozo; c) pruebas de presión.

a.- En laboratorio (método directo):

• Se usa un aparato de nombre” Permeámetro de Cabezal Constante”, FIG 1.8. El cálculo de “k” Se rige por la ley de Darcy que dice: “La velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso, es proporcional al gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido”.

v = k dp

μ k dp/dx

Mojabilidad: Cuando se sueltan pequeñas cantidades de liquido, estas caen en forma de gotas. La formación de gotas se debe a la tensión superficial que es como una película que rodea la pequeña porción de liquido. Cuando cae sobre una superficie solida pueden ocurrir dos posibilidades. a) que el liquido se expanda sobre la superficie y b) que conserve su forma de gota con una pequeña superficie de contacto con el solido. Se define roca mojada por agua si la roca tiene afinidad al agua que al petróleo. El gas es siempre la fase no mojante.

La arenisca limpia con cuarzo son extremadamente mojables por agua, los carbonatos se indica que son mas mojables al petróleo.

La ley de Darcy

k dp

v = ----------

µ dx

Donde: v = Velocidad de fluido, cm. / seg. = Gradiente de presión, atm / cm. µ= Viscosidad del fluido, cp. = Permeabilidad, Darcy's.

La ley de Darcy, se aplica solamente para flujo en régimen laminar. La gradiente de presión originada a través de las paredes del pozo, influye hacia un flujo similar a un laminar. La ley de Darcy cumple para su aplicación en la determinación del parámetro de la permeabilidad

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Explicación de la ley de Darcy

La gradiente de presión dp/dx, es una fuerza de empuje y se debe a los gradientes depresión de fluidos. La ecuación es la siguiente:

Explicación de la ley de Darcy.

La gradiente de presion dp/dx, es una fuerza de empuje y se debe a la gradiente de presion de los fluidos

Permeabilidad según Darcy

  Axdp

Donde: q μ A k dx/dp

= Caudal de producción, cc / seg.= Viscosidad del fluido, cps= Área transversal a la dirección del flujo, cm2.= Permeabilidad de la roca, darcy.= Caída de presión.

  PI P2 SuWda de Presiön cafda de Presiön

Permeabilidad Horizontal: k(x) En una dirección pre-seleccionada

.

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Permeabilidad horizontal

Permeabilidad con dirección

Permeabilidad Vertical: k (Z)

Esta medición se la realiza en dirección perpendicular al plano

Permeabilidad Vertical.

Fig. 1.11 Permeabilidad Vert

Factores que afectan la permeabilidad: (de orden geológico)

> Tamaño del grano de la roca.

> Angularidad delos granos.

> Disposición de los granos

> Distribución de los granos en función del tamaño.

> Grado de mitificación (cementación del matriz).

> Contenido de arcilla.

Saturación de los Fluidos

En los poros de la roca reservorio quedan atrapados fluidos (petróleo, agua y gas), la cantidad de volumen de un determinado fluido en el sistema de poros con relación al volumen total, expresado en fracción o porcentaje es lo que se llama saturación.

En otras palabras, una saturación en agua (Sw) de 30%, significa 3 / 10 del espacio en los poros que está lleno de agua. La distribución de la saturación de los fluidos, depende de los siguientes factores:

> Roca madre.

> Roca reservorio.

> Porosidad.

> Permeabilidad

> Hidrodinámica del reservorio

> Factores de migración.

La saturación es la relación entre el volumen de fluido con el volumen total de los poros.

Saturación de agua (Sw):

•Es el volumen de agua, que esta contenido dentro de un volumen poroso, dividido entre el volumen total de poros. Se llama saturación al 100%, cuando sólo existe agua en los poros de una formación.

•La saturación de una formación, puede variar de un 100% hasta un valor más pequeño; sin embargo muy pocas veces es nula. Independientemente si la roca del yacimiento es rica en petróleo o gas, siempre habrá una pequeña cantidad de agua capilar que el petróleo no puede desalojar, esta saturación se conoce como: “Saturación de Agua Irreducible o Connata”.•En un yacimiento que contenga agua en el fondo y petróleo en la parte superior, la separación no siempre es clara, se presenta una transición más o menos gradual en un 100% de agua hasta un mayor contenido de petróleo. Si el intervalo contenido de petróleo es bastante espeso, la saturación de agua en la parte superior, se aproxima a un valor mínimo llamado: “Saturación de Agua Irreducible”,

Saturación de petróleo (So) o gas (Sg):

•Se define como la fracción de poros que contiene petróleo o gas a condiciones de yacimiento. En un yacimiento de hidrocarburos, se pueden encontrar simultáneamente agua, petróleo y gas. Fig. 1.16

•Sin embargo, debido a los efectos de gravedad, los fluidos se segregan o separan en el yacimiento. Parte de los fluidos de los yacimientos no pueden extraerse, esta parte de los fluidos recibe el nombre de: Saturación residual. Este tipo de saturación, se puede recuperar mediante recuperación secundaria o terciaria.

•Al estudiar un intervalo productor, aquella fracción de espacio en los poros que no contiene agua se supone que contiene hidrocarburos, matemáticamente: Saturación hidrocarburos = (1 – Sw)

Definición de SATURACION• El termino de saturación de fluidos es utilizado para indicar la presencia de

los fluidos en la formación. La saturación de fluidos se define como: la fracción o porcentaje del espacio poroso ocupado por fluidos (oil gas o agua) en forma particular en Las condiciones del yacimiento.

Sf = volumen total del fluido/ volumen poral

Si aplicamos este concepto matemático para cada uno de los fluidos del yacimiento tendremos que:

So = volumen total del petróleo / volumen poral.

Sg = Volumen total del gas / volumen poral.

Sw = volumen total del agua / volumen poral.

Donde:

So = Saturación del petróleo.

Sg = Saturación del gas.

Sw = Saturación del agua.

Si un poro contiene petróleo, gas y agua se puede demostrar que: So+Sg+Sw = 1

PRESION CAPILAR

• Las fuerzas capilares en un reservorio de petróleo son resultado de efectos combinados de la tensión superficial y la interfacial de las rocas y el fluido, el tamaño, la geometría de los poros y de las características de la humectabilidad del sistema, cuando los fluidos inmiscibles están en contacto, existe una discontinuidad de presión entre fluidos, la cual depende de la curvatura de la separación de los fluidos. Esta diferencia de presión se llama capilar y se simboliza como Pc.

Determinación de saturación de agua de formación. Método directo:

Se lo realiza en laboratorio, mediante un análisis de núcleos similar al de la determinación de la porosidad, puede ser:

^ A través del desplazamiento utilizando solventes. Utilizando solvente puro, por el método de la centrífuga.

^ Método de la retorta que es él más utilizado.

Se lo determina por registros eléctricos.

•^ Registros eléctricos NMR (Nuclear Magnetic Resonance), también se usan el método

•de Tixier, método de Archie, método de Welex. ^ Presión capilar. (Con los parámetros de porosidad, permeabilidad, densidad del fluido, profundidad del nivel de interes)

Saturación Residual:

•Se los define como la cantidad de hidrocarburo que permanece atrapado en partes del volumen poroso, después que se ha logrado recuperar el hidrocarburo por medio de técnicas de evacuación y recuperación; cuando el valor de Krg llega al cero, el gas permanece en el espacio poroso, esta inmóvil y lleva el nombre de: “Gas residual”.

Método indirecto

Composición química del agua de formación:

Sitter (1947), Sulin y Von Engelhard(1961) evidenciaron que las aguas saladas connatas son todas similares en composición química, los

aniones son prácticamente todos cloruros, los cationes consisten en sodio, calcio y magnesio en ese orden. El calcio usualmente es 3 a 5

veces más que el magnesio en mili. equivalentes.

Clasificación de aguas de formación:

Tipo de aguaMeteórica Sulfato-sodio Bicarbonato-sodio Connata Cloruro-magnesio

Na/Cl (Na-Cl)/SO4

>1 <1>1 >1<1 <0

Una muestra de agua obtenida de un pozo tiene los siguientes contenidos:

Concentraciones en miligramos/litro

CATIONES mq/l ANIONES mg/l Ejemplo Na+ = 2962.7 Cl -- = 3240,0

Ca+ + = 21,0 S04-- = 407,0

Mg++ = 7,0 HC03-- = 1870,0

Determinar que tipo de agua es.

Solución: Convirtiendo el contenido en miliequivalentes y porcentaje de

miliequivalentes. se tiene:

CATIONES mg/l meq meq %

Na+ = 2962,7 128,4 98,8Ca++ = 21,0 1,0 0,8 98.80 / 70 = 1.41

Mg++ = 7,0 0,6 0,4 98.80 – 70 = 28. 80/6.50 = 4.43

ANIONES mg/l 70 – 98.80 = - 28.80/0.40 = - 72

Cl-- = 3240,0 91,4 70,0

S04- - = 407,0 8,5 6,5

HC03- = 1870,0 30,7 23,5

Efectuando las operaciones que indica el método, se tiene que:

Na/CI = 1,41>1; (Na-CI)/S04 = 4,43>1 y (Cl-Na)/Mg = - 72 <0

Lo cual muestra que se trata de agua meteórica BICARBONATO-SODIO.

Propiedades del Gas Natural

Gas Natural.- El gas natural es una mezcla de hidrocarburosgaseosos, presentes en forma natural en estructuras subterráneas.

El gas natural está compuesto principalmente de metano (80%) y proporciones significativas de etano, propano butano, pentano y pequeñas cantidades de hexano, heptano y fracciones pesadas, también se tiene algunas impurezas principalmente: nitrógeno N2, dióxido de carbono CO2y gas sulfhídrico H2S.

Comportamiento de los gases idealesLa teoría cinética de los gases postula que el gas esta compuesto de una cantidad de partículas llamadas moléculas para un gas ideal, el volumen de estas moléculas es insignificante comparado con el volumen total ocupado por el gas, también se asume que estas moléculas no tienen una fuerza de atracción o repulsión entre ellas y así se asume que todas las colisiones de las moléculas son perfectamente elástica.

Ley de los gases ideales:Se considera que un gas ideal es un fluido, cuyo volumen ocupado por sus moléculas es pequeño conrespecto al volumen ocupado por el fluido total.Las colisiones intermoleculares son enteramente elásticas, no ocurriendo por tanto perdida de energía enla colisión. No tienen fuerzas atractivas o repulsivas entre las moléculas.El comportamiento ideal de los gases se representa por la ley de los gases ideales

RESERVORIOConcepto de Reservorio.- Es una formación subterránea porosa y permeable que contiene una acumulación natural de petróleo o

gas producible, que se encuentra confinado por rocas impermeables o por barreras de agua y que está solo y separado

de otros reservorios.Otra Definición.- Es el estrato o estratos bajo la superficie y que forman parte de un yacimiento, que estén produciendo o

que se haya probado que sean capaces de producir hidrocarburos y que tienen un sistema común de presión en toda

su extensión.“Un reservorio es una roca que tiene espacios vacíos dentro de sí, denominados poros, que son capaces de contener petróleo o

gas del mismo modo que una esponja contiene agua”. 

DEFINICIÓN DE RESERVAS PETROLERAS 

Las reservas son cantidades de petróleo que se considera pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura. Todos los estimados de reservas involucran algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos de ingeniería y geología, confiables y disponibles a la fecha del estimado y de la interpretación de estos datos. El grado relativo de incertidumbre aplicado por colocar las reservas en una de las dos clasificaciones principales, ya sea probadas o no-probadas. Las reservas no-probadas son menos ciertas a ser recuperadas que las probadas y pueden ser sub-clasificadas como reservas probables y posibles para denotar progresivamente el incremento de la incertidumbre en su recuperación.

 

Características de los Yacimientos•Para que los hidrocarburos permanezcan contenidos en el yacimiento, las capas o estratos suprayacentes y subyacentes que lo cobijan deben ser impermeables. De igual manera, los lados tienen que impedir la fuga de los líquidos

•Otro factor muy importante que complementa los antes señalados es la permeabilidad de la roca, que representa la facilidad con que los fluidos se desplazan a través del medio poroso, no obstante que no existe una determinada relación de proporcionalidad entre porosidad y permeabilidad. La permeabilidad se mide en darcys, en honor al ingeniero hidráulico francés Henri Darcy, quien formuló la ley que lleva su nombre, que reza:

•“la velocidad del flujo de un líquido a través de un medio poroso, debido a la diferencia de presión, es proporcional al gradiente de presión en la dirección del flujo”. En la industria petrolera, las normas API para determinar la permeabilidad (K) de las rocas definen permeabilidad como “el régimen de flujo en mililitros por segundo de un fluido de 1 centipoise de viscosidad que pase a través de una sección de 1 cm2 de roca, bajo un gradiente de presión de una atmósfera (760 mm Hg) por centímetro cuadrado, y en condiciones de flujo viscoso”. En la industria se emplea el milidarcy, equivalente a 0,001 darcy. Las rocas pueden tener permeabilidades que van desde 0,5 hasta 3.400 milidarcys

Reservorio de Gas Condensado.- Es un reservorio en el cual existe gas y condensado pero en una sola fase homogéneo (gas). Cuando el fluido sale del reservorio y la presión se reduce por debajo de su nivel crítico, entonces aparece la fase líquida.

Los reservorios que producen condensados en esta forma son cuidadosamente controlados para reciclar algo del gas después que el condensado ha sido separado, porque de otro modo puede ocurrir condensación retrógrada en el reservorio y el condensado remanente puede no ser recuperado

No es cierta la idea generalizadora de que el petróleo se encuentra bajo la tierra en grandes "cavernas" o «BOLSONES». En realidad el petróleo se encuentra «embebido«, en cierto tipo de rocas, a las que se denomina reservorios.

 

• Si una roca reservorio se ubica por debajo de una roca sello, se dan condiciones ideales para la formación de un yacimiento. El petróleo (o gas) no puede seguir subiendo debido a la presencia del sello, quedándose en el

reservorio.

• Estos reservorios se formaron, en pliegues (hundimientos y elevaciones del terreno

 

Si una r

Para que exista un yacimiento de petróleo o gas deben existir las siguientes condiciones y factores: 

Cuenca: “El petróleo se encuentra bajo tierra, en el subsuelo, en diferentes regiones, distribuidas por todo el planeta, conocidas con el nombre de cuencas sedimentarias. Las cuencas sedimentarias están formadas por capas o estratos dispuestos uno sobre otro, desde el más antiguo al más reciente y cada estrato tiene naturaleza petrofísica diferente uno con referencia al otro, tal como ocurre con la disposición de un sándwich”. 

Roca generadora: Según la teoría más aceptada, el origen del petróleo y del gas natural es de tipo orgánico y sedimentario. Esta teoría enseña que el petróleo es el resultado de un complejo proceso físico-químico en el interior de la tierra en el que, debido a la presión y las altas temperaturas, se produce la descomposición de enormes cantidades de materia orgánica que se convierten en aceite y gas.

• Esquema idealizado sobre la generación del Petróleo

• Migración: En un comienzo los mantos sedimentarios se depositaron en sentido horizontal. Pero los movimientos y cambios violentos que han sacudido a la corteza terrestre variaron su conformación y, por consiguiente, los sitios donde se encuentra el petróleo o sea que el hidrocarburo ha tenido que migrar, trasladarse de su lugar de origen en sentido horizontal y vertical hacia la roca depósito o roca almacén, más común y generalmente denominado roca reservorio o simplemente yacimiento.

 

Sello: Una condición ideal exige la presentación de una capa impermeable depositada, por encima del reservorio, como una especie de tapa que se denomina sello y no permitiría el paso o migración de los hidrocarburos hacia niveles de la superficie.

Trampa: Para que se constituya un yacimiento hace falta una condición geométrico – estructural de las capas o estratos de rocas o estratos de la corteza terrestre, que permita que el petróleo se concentre en un lugar, evitando el “derramamiento” o fuga hacia los costados. Este mecanismo estructural es la trampa. Las trampas pueden estar dadas por rocas impermeables ubicadas por encima y por los lados del reservorio; un ejemplo de esto es un cuerpo de arena (reservorio) rodeado o limitado por roca sello. 

 

5.- Presión del yacimiento

CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS

TEMA 4Con el fin de pronosticar el comportamiento de un yacimiento petrolífero se necesita conocer el volumen original de hidrocarburos en el yacimiento, así como también la energía disponible para expulsar el aceite y el gas

Un yacimiento petrolífero esta confinado por limites geológicos como también por limites de fluido, todos cuales deben determinarse lo mas exactamente posibles. Dentro del confinamiento de tales limites, el aceite esta contenido en lo que generalmente se refiere a la “zona bruta”. el “volumen neto” es la parte del yacimiento de donde se produce aceite o gas y se determina de acuerdo con los valores de permeabilidad , porosidad y saturación de agua .La información que se obtiene de las muestras de formación del analistas de núcleos y de los registros geofísicos de los pozos “es básica” en la evaluación antes dicha.

• 

METODOS DE CALCULO

• Si se conoce el volumen del espacio poroso y las propiedades de los fluidos que lo saturan, el computo de los hidrocarburos en el yacimientos se convierte en una operación bastantes simple. El volumen original de hidrocarburos se puedes calcular básicamente aplicando dos métodos, a saber: método volumétrico y ecuación del balance de materia.

LIMITE DEL AREA DE LOS YACIMIENTOS, PARA RESERVAS

PROBADASLIMITES FISICOS.

Se entiende por “limites físicos” de un yacimiento, aquel ocurrido por movimiento geológicos (fallas, diaclasas, discordancias, etc.). También por la disminución de los valores de la saturación de hidrocarburos, porosidad, permeabilidad, o por el efecto combinado de estos parámetros.

 

LIMITE CONVENCIONAL

Son limites convencionales aquellos que se establecen de acuerdo con el grado de exactitud de los datos o de conformidad con las normas establecidas. 

Las normas que a continuación se enlistan, han sido propuestas por un grupo de analistas expertos en estimación de reservas; las cuales parecen ser bastante razonables y lógicas pero, de ninguna manera deberán tomarse como únicas o definitivas ya que esta pueden cambiar con el criterio de cada analista.

El limite físico del yacimiento se estima a una distancia “mayor de un espaciamiento” entre pozos, del yacimiento de que se trate; del pozo situado mas al exterior, se fijara como limites convencional la poligonal formada por las tangentes a las circunferencias vecinas trazadas con un radio igual a la unidad de la distancia entre pozos.  

El limite físico del yacimiento queda a una distancia «menor de un espaciamiento» entre pozos; el pozo productor situado mas al exterior se deberá considerar el limite físico.

 

NORMAS

En el caso de existir pozos extremos improductivos a una distancia menor o igual a la del espaciamiento entre pozos, el limite se estimara a partir de los datos disponibles, y en ausencia de ellos, a la mitad de la distancia que separa el pozo improductivo y el productor mas cercano a el.

En el caso de tener un pozo productor a una distancia de DOS espaciamientos este se tomara en cuenta para el trazo de la poligonal que define el área probada, Únicamente si existen correlación geológica confiable o pruebas de comportamiento que indique la continuidad del yacimiento en esa dirección. De no existir los datos anteriores el pozo se considera pozo AISLADO, y su reserva se calculara con el limite convencional o sea con la circunferencia trazada con radio igual ala mitad del esparcimiento.

•  

Cuando no se disponga de estudios geológicos que confirme o demuestren la continuidad de los yacimiento entre pozos vecinos, la reserva se calculara para cada pozo considerándolo como aislado, con un radio de drene convencional igual a la mitad del espaciamiento entre pozos del yacimiento de que se trate o del considerado mejor a aplicado entre campos vecinos.

Para la estimación de la reservas de un yacimiento se tomara como área probada la limitada físicamente y de no existir esta , se utilizara la limitada convencionalmente

METODOS VOLUMÉTRICOS PARA EL CALCULO DE L VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS A

CONDICIONES DE RESERVORIO

 La secuencia de estudio de un yacimiento desde el punto de vista “estático” comprende los siguientes pasos:

1.-Construcción de secciones transversales, utilizando los registros geofísicos de todos los pozos perforados en el área del yacimiento.•2.-Correlación de dichas secciones.•3.-Construcción de mapas estructurales.•4.-Calculo del volumen de roca.*•5.-Determinación de la porosidad media de yacimiento.*

•6.-Determinación de la saturación de agua congénita media.*•7.-Calculo del volumen original de hidrocarburos a condiciones de yacimientos.

DIBUJO EN PROYECCION HORIZONTAL Y SECCION LONGITUDINAL, PARA EL CALCULO VOLUMETRICO ORIGINAL DE HIDROCARBUROS A CONDICIONES DE YACIMIENTO.

 

CONSTRUCCIÓN DE SECCIONES TRANSVERSALES

Las secciones transversales se escogen de una manera arbitraria y lo mas posible, procurando que unan o pasen cerca del mayor numero de pozos, tal como se observa en la figura 3.3.

CORRELACIÓN DE SECCIONES TRANSVERSALES.

La correlación de las secciones se hace por medio de los registros geofísicos , dibujando dichos registros a una escala determinada y uniendo por medio de curvas continuas las marcas que identifiquen las mismas formaciones teniendo en cuenta que los registros deben

dibujarse a partir del nivel de mar o de un plano de referencia cualquiera Fig. (3 - 4) .La correlación de las secciones se pueden hacer también por medio de cortes de barrena, los

registros de calibración de agujeros etc., pero con los registros eléctricos es una forma sencilla y precisa.

MAPAS ESTRUCTURALESUtilizando las secciones ya correlacionadas, se produce a trazar la configuración de “cimas”, anotando en un plano de localizaciones del campo la profundidad de la “cima”de la formación que se esta estudiando y haciendo las interpolaciones necesarias; entre los pozos se unen puntos de igual cota , obteniéndose de esta manera un “ mapa de cimas”.

De la misma manera que se realiza la configuración de “cima”; se pueden hacer la de “bases”. Para trazar la de “isopacas” se superponen las dos anteriores coincidiendo los pozos de las dos configuraciones, y en los puntos en los cuales se crucen las curvas se determinan el espesor, teniendo estos puntos se procede a configurar las curvas de igual espesor o de isopacas. Pozos. (Espesores netos).

 

CALCULO DEL VOLUMEN BRUTO DE ROCA

Ao El volumen de roca se calcula como una suma de

prismas sucesivos.

Ao

An Para efectuar la evaluación del contenido de hidrocarburos en un reservorio. es necesario determinar el volumen de la roca. Aunque el reservorio tiene una forma irregular, la determinación puede hacerse utilizando mapas isopàquicos.

Los mapas isopáquicos están formados por curvas que unen puntos de igual espesor de arena.

METODOS PARA EL CALCULO DEL VOLUMEN DE ROCA

Ejemplo

El

El reservorio Yantata del campo Víbora es de gas condensado. Por medio de un planímetro, se determinaron (el año 1990) las áreas del mapa isopáquico que fue elaborado con referencia al tope de la arena y cuyos resultados se muestran en la tabla adjunta. Las curvas del mapa corresponden a intervalos regulares de espesor de 10 metros. La constante del planímetro utilizado es de 0.00625/Km2. Calcular el volumen de la roca.

Lectura Planimetro

Espesor (m) Area (Km.) Volumen (MMm3)

1490 1108 792 588 426 292 171 59 17 0

0 10 10 10 10 10 10 10 10 5

9.312 6.925 4.950 3.675 2.662 1.825 1.068 0.369 0.1062 0.00

0.0 81.185 59.375 43.125 31. 685 22. 435 14. 465 7.185 2.376 0.177 ∑ 261.575

SoluciónLos datos son las dos primeras columnas de la tabla. La columna (3) es el resultado de multiplicar los valores de la columna (1) por la constante 0.00625. La cuarta columna constituye los volúmenes parciales comprendidos entre cada plano isopáquico y fueron calculados siguiendo él criterio indicado en el subtítulo anterior; la relación entre áreas es: 6.925/9.312=0.74, por lo tanto se aplica el método trapezoidal: AV = (10)(9.3125+6.925)/2 = 81.185 Los valores siguientes fueron calculados con el método trapezoidal, a excepción del noveno valor cuya relación de áreas da: 0.1062/0.369=0.29, lo que permite aplicar el método piramidal:

10

ΔV = (------)(0.1062+0.369 + raíz cuadrada (0.1062)(0.369) = 2.244

3El ultimo volumen parcial que corresponde al casquete superior restante se calcula así:

ΔV = (5) (0.1062) /3 = 0.177

Finalmente el volumen total de roca del reservorio Yantata se obtiene sumando los volúmenes parciales, que es: 261,876 MMm3 o su equivalente 212 398,509 acre -pie ; 1 acre 43,560 pie2 .

261.575 * 1000 = 261 575 M3

1 M3 35.33 pie3

261 575 x-----------------------------------------------

X = 2 61 575 * 35. 33 = 9 241 444.75 pie3

9 241 444.75 pie3 = 212 154.38 Acre - pie 43.560 pie 2

Finalmente, el volumen total de la roca del reservorio se obtiene sumando los volúmenes parciales que es: 261.575 MM m3 o su equivalente 212 154.38 Acre – pie.

1 Acre = 43.560 ft (pie).

METODO DE ISOPACASPara poder calcular el volumen de la roca, existen dos métodos; Método de ISOPACASMétodo de CIMAS y BASES.

El Método de Isopacas; Este método tiene como base la configuración de un mapa con curvas de igual espesor de formación, para cuya preparación se tiene que disponer de un plano con la localización de todos los pozos que constituye el campo en estudio. Se anota en cada uno de ellos el espesor neto de la formación y se hace la configuración por interpolación o extrapolación de datos para tener curvas con valores cerrados, un plano de isopacas para un campo hipotético que se toma como ejemplo (escala 1:50 000).

Al multiplicar este volumen neto de roca por la porosidad media de la formación y por la saturación media de hidrocarburos, da precisamente el volumen de hidrocarburos que se trata de conocer.

 

METODO DE CIMAS Y BASES Al multiplicar este volumen neto de roca por la porosidad media de la formación y por la saturación media de hidrocarburos, da precisamente el volumen de hidrocarburos que se trata de conocer. 

Si se desea calcular el “volumen bruto de la roca” se tomaran en cuenta las zonas densas (lentes, cambio de facies, etc) y las intercalaciones lutiticas, los cuales pueden ser detectados por los registros electricos tomados en cada uno de los pozos.

En consecuencia para calcular el “espesor neto de la roca”, se restan el espesor total o bruto del yacimiento los espesores de las intercalaciones compactas.

 Como ya se vio anteriormente estas áreas representan volúmenes de rocas.

CIMAS Y BASEA partir del volumen medio de la roca total (1/2 Vb), se baja una línea vertical hasta interceptar la curva; desde este punto, se traza otra línea horizontal en forma tal que intercepte al eje de coordenadas. El valor sobre las ordenadas dará la profundidad del plano de referencia. 

Del ejemplo anterior, se puede determinar que la profundidad del plano de referencia es de: D = 2529 m.n.b.p. metros, nivel, bajo, de profundidad

Antes de continuar es conveniente puntualizar algunos aspectos relacionados con la ‘‘base’’ de la formación del yacimiento.

No siempre es conocida la ‘‘base de una formación productora’’. En una estructura acumuladora de hidrocarburos de tipo cerrada, la ‘‘base’’ puede ser perfectamente diferenciada a partir de los registros geofísicos tomado en cada uno de los pozos perforados

durante el desarrollo del campo, cuando se pasa de una formación a otra. •|

 

CIMAS Y BASEcuando se pasa de una formación porosa permeable (arena, calizas) a otra impermeable o densa (lutitas, arenas lenticulares, calizas densas. etc.). Sin embargo, en estructuras acumuladoras de hidrocarburos asociados con un acuífero o agua de fondo, la base o limite del yacimiento será ‘‘el agua de fondo’’ o el contacto ‘‘agua-hidrocarburo’’. A continuación se presentan algunos casos relacionados con lo indicado anteriormente:CASO I.-(Existencia de un contacto AGUA – HIDROCARBUROS)CASO II.- (Existencia de BASES)CASOIII.-(Existencia de BASE y un contacto AGUA – HIDROCARBURO)

PLANO DE REFERENCIACon este método, podemos obtener un plano de referencia tal que divida al volumen de roca almacenante de hidrocarburos en dos partes iguales.

 

El fin que se persigue es el poder referir cualquier parámetro a este plano, siendo este uno de los tantos métodos que existen para definir un plano de referencia. La secuencia a seguir es bastante sencilla, (profundidad vs. Área real), se construye una tabla (tabla 3-IV); colocando en la columna (1) la lectura del planimetro, los valores de la profundidad o espesor en la columna (2); los valores correspondientes de las áreas comprendidas entre la curva de ‘‘cimas’’, y la curva de ‘‘bases’’ en la columna (3); en la columna (4) el volumen calculado.

CALCULO VOLUMETRICO DE HIDROCARBUROS A CONDICIONES DE RESERVORIO

El método volumétrico, consiste en una ecuación que nos permitirá por medio de algunos parámetros característicos del yacimiento predecir un estimado del contenido de hidrocarburos en una roca yacimiento específica. El método volumétrico, es usado esencialmente para conocer la cantidad de hidrocarburo original en sitio, ya sea petróleo, gas, condensado, entre otros.

Basado en los parámetros indispensables para el cálculo volumétrico, se puede deducir la ecuación general para determinar el volumen de hidrocarburo en un yacimiento:

N=A x h x Ø x Sh

N=A x h x Ø x ShDonde:

N = Cantidad de hidrocarburo contenido en el yacimiento a condiciones de reservorio.

A = Extensión, área del yacimiento de hidrocarburos.

h = Espesor de la roca del yacimiento ( porosa ).

Ø (fi) = Porosidad del yacimiento.

Sh = Saturación de hidrocarburos.

Generalmente la saturación de hidrocarburo, se representa en función de la saturación de agua para un sistema yacimiento agua - hidrocarburo. Donde los poros estarán saturados con una fracción de agua y de hidrocarburo, es por ello que: Sh= 1- Sw.

El área del yacimiento, es medida en acres y el espesor en pies, dicha unidad se debe calcular en barriles, por medio de factores de conversión, se llega a:

43560 ft2 / 1 acre y 5.615 ft3 / 1 bbl

Dividiendo ambos factores se obtienen:

7758 bbl / 1 acre – pie

y este será el factor a multiplicar en la ecuación 1, para un yacimiento de petróleo, usando unidades de campo

RESERVAS Concepto y Clasificación de reservas

Conceptos de reserva.•Se entiende por reservas de petróleo y gas de un yacimiento al volumen de hidrocarburos que será posible

extraer del mismo, en condiciones rentables, a lo largo de su

vida útil.

•Para determinarlas lo primero que se debe saber es, cuanto

petróleo y/o gas contiene el yacimiento, lo que se conoce

como el « petróleo original en situ» .

MILLONES DE PIES CUBICOS MMPC

BILLONES DE PIES CUBICOS MMMPC

TRILLONES DE PIES CUBICOS MMMMPC

MILES DE MILLONES DE PIES CUBICOS MMMPC

EL CALCULO OBLIGA AL CONOCIMIENTO DE:El volumen de roca productora: La porosidad de esta roca, que es el espacio intersticial disponible; La saturación de agua de estos espacios, porcentaje de poros ocupados por el agua;

La profundidad, presión y temperatura de las capas productivas.

Toda esta información se obtiene sólo luego de perforar uno o más pozos que delimiten el yacimiento, lo que permite además tomar los registros y las muestras necesarias.

• 

• 

DEFINICION DE RESERVAS PETROLERAS

• “Las reservas son cantidades de petróleo que se considera pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura”.

TIPOS DE RESERVAS• a.- Reservas probadas• b.- Reservas no probadas c.- Reservas Probables• d.- Reservas Posibles• e.- Categorías de Reservas por Status

CLASIFICACION DE RESERVAS

• La terminología usada para la clasificación del petróleo y las diferentes categorías de reservas has sido motivo de muchos estudios y discusiones por muchos años. Los intentos por estandarizar la terminología de reservas comenzaron por 1935 cuando el API (American Petroleum Institute) consideró la clasificación y definición de varias categorías de reservas. Desde entonces, la evolución de la tecnología ha proporcionado métodos de ingeniería.

RESERVAS PROBADAS• Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que,

por análisis de datos de ingenieria geologica, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios conocidos y bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones. Las reservas probadas pueden ser sub-divididas en desarrolladas y no desarrolladas.

•  El área de un reservorio considerado con reservas probadas incluye:

• (1) El área delimitada por la perforación y definida por los contactos de fluidos.

• (2) El área no perforada del reservorio, que puede razonablemente ser considerada como productiva comercialmente sobre la base de datos disponibles de geología .

•  

RESERVAS NO PROBADAS

• Las reservas no probadas están basadas en datos de geología, similares a los usados en el estimado de las reservas probadas; pero incertidumbre técnicas, contractuales, económicas o de regulación hacen que estas reservas no sean clasificadas como probadas. Las reservas no probadas pueden ser sub- clasificadas como probables y posibles.

• Las reservas no probadas pueden ser estimadas asumiendo condiciones económicas futuras diferentes a las vigentes a la fecha del estimado.

 

 

RESERVAS PROBABLES• Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis

de datos de geología, sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este contexto, cuando se usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 50 % de que la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a la suma del estimado de reservas probadas mas las probables.

RESERVAS POSIBLES

• Las reservas posibles son las reservas no probadas que el análisis de los datos de geología, sugieren que son menos ciertas a ser recuperadas que las reservas probables. En este contexto, cuando se utilicen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 10 % de que las cantidades a ser recuperadas.

CATEGORIA DE RESERVAS POR STATUS

•Las reservas desarrolladas pueden ser sub-categorizadas como en producción y en no-producción. Las categorías de reservas por status, define a los pozos y reservorios por su status de producción y desarrollo. Desarrolladas: Las reservas desarrolladas se espera sean recuperadas de pozos existentes incluyendo reservas detrás del casing (behind pipe). Carcasa detrás de la tuberia. Las reservas por recuperación mejorada son consideradas desarrolladas solo después que el equipo necesario ha sido instalado o cuando los costos por hacer son relativamente menores.•PETROLEO: Para el propósito de estas definiciones, el término petróleo se refiere a líquidos y gases que predominantemente están compuestos de hidrocarburos. El petróleo también puede contener componentes no hidrocarburos en la cual los átomos de azufre, oxígeno y/o nitrógeno están combinados con carbono e hidrógeno. Ejemplos comunes de no-hidrocarburos encontrados en el petróleo son nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno.

• 

• 

Estudio de geometría de una trampa y cálculo de volumen de roca para método volumétrico

1.- Estudio estructural de la geometría de la trampa

Las trampas son sitios del subsuelo donde existen condiciones adecuadas para que se acumulen los hidrocarburos, éstas se caracterizan por la presencia de rocas porosas y permeables conocidas como rocas reservorios o yacimiento, donde se acumulan o almacenan los hidrocarburos bordeados de capas de rocas impermeables o rocas sello que impiden su migración.

Existen distintos tipos de trampas, y el tipo de éstas principalmente se dividen en estratigráficas y estructurales. El suceso geológico que generó la trampa marcará el indicio de la geometría de la misma.

La geometría de la trampa, se puede determinar en primera instancia a través de la sísmica, y luego a través de la perforación de pozos, se podrá dar indicios de la forma del tope y de la base de la arena, y por medio de correlaciones estratigráficas afianzar la data obtenida en primera instancia.

Generalmente las trampas se deben a pliegues (anticlinales, sinclinales, fallas, acuñamientos, etc.; siendo éste parámetro de vital importancia para el estudio del volumen de roca contenedora.

Conocida la geometría de la trampa, se podrá proceder al estudio de los límites del yacimiento y las áreas que encierran dicho yacimiento , las áreas estarán marcadas por el área que encierra cada traza o plano horizontal que se marcará a distintas profundidades del yacimiento y la data será suministrada por pozos perforados en la región y posterior desarrollo de mapas estructurales e isópacos del yacimiento.

Area. Mapas Isopacos :

Este método tiene como base la configuración de un mapa con curvas de igual espesor de la formación geológica, para el cual se tiene que disponer de un plano con la localización de todos los pozos que constituye el campo en estudio. Se anota en cada uno de ellos el espesor neto y se traza la configuración por interpolación o extrapolación de datos para tener curvas con valores cerrados. Consiste en una serie de curvas por puntos de igual espesor de la arena de estudio.

que consiste en una serie de curvas trazadas por puntos de igual espesor de la arena en estudio.

Éstos pueden ser de espesor total, de arena bruta y de arena neta de hidrocarburo, y poseen como finalidad dar un indicio del espesor de las capas. Los mapas isopacos son de gran ayuda para el cálculo de volumen de roca a través del método gráfico, el cual será tratado en temas posteriores. Una vez plasmada las curvas del mapa isópaco, se podrá calcular por medio de técnicas matemáticas o por medio de un instrumento llamado: planímetro, el área encerrada por cada curva o extensión de la arena contenedora.

Datos para diseñar Mapas Estructurales. Otra herramienta de vital importancia para la caracterización de yacimientos, es la petrofísica, la cual por medio de registros eléctricos nos suministra los datos que nos explica las condiciones del yacimiento en estudio. Para el cálculo volumétrico, los perfiles eléctricos nos arrojan datos como los espesores de las arenas contenedoras, y por medio de correlaciones, nos permite observar como varían éstos espesores a lo largo del yacimiento a través de pozos perforados y donde se tiene señalado el corrido de un registro.

Cálculo del volumen de rocaConocidos los parámetros de importancia para calcular volumenes, se procederá a calcular éstos por medio de distintos métodos, los cuales serán de alguna manera la base para la aplicación del método volumetrico.Una vez estudiado, el área del yacimiento y la variación de los espesores de la arena contenedora, se pueden aplicar dos métodos básicos para calcular el volumen, estos métodos son:- Método trapezoidal.- Método piramidal.

Método trapezoidal• Consiste en dividir el yacimiento en capas

horizontales y cada capa corresponde al volumen de un trapezoide, éste volumen en pocas palabras, es un promedio de dos áreas multiplicado por una altura.Las áreas, son las calculadas para cada curva estructural y la altura, es el espesor entre esas dos curvas estructurales a distinta profundidad o simplemente la diferencia de profundidades.

La formula matemática a usar para éste método es:Si utilizamos el método trapezoidal, el volumen del trapezoide está dado por:

ΔVb = h (A + An + 1)

2

Para una serie de trapezoides sucesivos tendremos:

ΔVb = h (Ao + 2 A2 +A2 + ……. + 2 An-1) + tav An

2

donde;

Vb = Volumen del reservorio ( acre ft)

A0 = Área encerrada por la línea isópaca nula (Acre)

An = Área encerrada por una línea isópaca superior (Acre)

tav = Es el espesor promedio por encima del tope o el máximo espesor de los intérvalos isópacos. (ft)

h = Intervalo entre dos líneas isópacas (ft)

Ecuación (1).

CÁLCULO DE VOLUMEN DE ROCA RESERVORIO

“BULK VOLUME” (volumen de la masa)vovovvo

MÉTODO PIRAMIDAL

V1=A1 h1V1=A1 h1

A1 h1V1=A1 h1

V1=A1

V1=A1 h1

V1=A1 h1V1=A1 h1

Entre las ecuaciones más utilizadas para determinar el volumen

aproximado de una zona productora a partir de lecturas de planímetro

está el método piramidal:

ΔVb = h (An + An-1 + Raiz cuadrada de An + 1)

3

donde;

Vb = Volumen del reservorio ( acre ft)

An = Área encerrada por la línea isópaca inferior (Acre)

An+1 = Área encerrada por la línea isópaca superior (Acre)

h = Intervalo entre dos líneas isópacas (ft)

El volumen total será igual a la suma de los volúmenes entre todas

las líneas isópacas del reservorio.

Volumen del Yacimiento

Autor: W. Gonzales M.

V1

V2

V3

Vn

A1

A2

h1

h2

V1=A1 h1

V2=A2 h2……...

……...Vn=An hn

n

iinR VVVVVV

1321 ...

Mapa Isópaco

Mapa Estructural.

El otro tipo de mapa que se realiza es el estructural, el cual se trata de líneas unidas por puntos de igual profundidad, y nos dan indicios de la forma de la estructura del yacimiento.Los mapas estructurales se miden desde el tope o de la base de la arena que contiene hidrocarburos, diseña principalmente la forma geométrica de la masa de roca; que en alguna zona de su amplia estructura es posible que contenga hidrocarburos

LIMITES DE LOS RESERVORIOS

ESTRATIGRAFICOS SEDIMENTOLOGICOS

Y DE FLUIDOS Tema 5

MODELO DE UN YACIMIENTO

1. MODELO ESTRUCTURAL

PROPIEDADES FISICAS DE LOS FLUIDOSDEL RESERVORIO Tema 6

PROPIEDADES FISICAS DEL GAS NATURAL

El gas es definido como un fluido homogéneo de baja viscosidad y densidad que no tiene un volumen definido pero que se expande completamente hasta llenar un determinado espacio. Generalmente el gas es una mezcla de hidrocarbones. Las propiedades que están incluidas en el análisis P.V.T. son los siguientes:Peso molecular aparente, MaGravedad especifica, S.G.Factor de compresibilidad, ZDensidad, ρgVolumen especifico, vCoeficiente de compresibilidad del gas isotérmico, CgFactor volumétrico del gas ,BgFactor de expansión del gas, EgViscosidad, μg.

COMPRESIBILDAD DE LOS GASES NATURALES

Por definición la compresibilidad del gas es el cambio de volumen por unidad de volumen debido a un cambio unitario de la presión, expresada matemáticamente:

 

Cg = -1/V [dV/dp] (1/psia)…………. (3 - 22)

Desde la ecuación de estado de los gases reales

V= nRTz/p diferenciando esta ecuación con respecto a la presión si la temperatura es constante tenemos:

{dV/dp}T= nRT {1/p(dz/dp)T-z/p2} 

en la ecucion 3-22 sustituyendo se generaliza la siguiente relación cg= 1/p*1/z*{dz/dp}T

Para el gas ideal, z=1 y [dz/dp]T=0 cg= 1/p……………………..(3 - 23)

 

FACTOR VOLUMETRICO DEL GASEl factor volumétrico Bg, relaciona el volumen del gas en condiciones del yacimiento con el volumen del mismo en superficie, a @ normales, Psc y Tsc

Cuando Psc es 14.7 y Tsc es 60°F. Algunas relaciones comúnmente utilizadas son las siguientes:

 

Bg = 0.02827 zT/p (ft3/PCS)

Bg = 0.00504 zT/p (bbl/PCS)

Bg = 35.35 zT/p (PCS/ ft3)

Bg = 198.4zT/p (PCS/bbl)

 

El reciproco al Bg se denomina como el factor de expansión y esta designado con el símbolo Eg donde:

Eg = 35.37 p/zT (scf/ ft3)………………. (3 - 24)

VISCOSIDAD DEL GAS (μg)

 La viscosidad del gas depende de la temperatura, presión y composición del gas. Se mide en laboratorio ya se puede estimar con bastante precisión con los gráficos y correlaciones de Lee y Carr, Kobayasi y Burrow.

donde μg = viscosidad del gas. cp 

y Y = 2.4 - 0.2X

donde:

p = presión, psia

T = temperatura, ºR

Mg= peso molecular del gas, 28.97* γg

Es aplicable esta correlación de Lee , para los siguientes rangos:

 

100 psia< p < 8,000 psia

100ºF < ºF < 340º F

0.9 mol%< CO2 < 3.2 mol%

0.0 mol% < N2 < 4.8 mol %

 

DENSIDAD

 La densidad de un gas ideal es calculado por el reemplazo del peso molecular del componente puro de la ecuación 3-4 con el peso aparente de la mezcla de gas:

 

ρg = pMa/ RT (3- 7)

Donde : ρg = densidad de la mezcla.lb/ ft3

Ma= peso molecular aparente, lb/lb-mol

VOLUMEN ESPECÍFICOEl volumen especifico esta definido como el volumen ocupado por la unidad de masa del gas. Para el gas ideal esta propiedad se calcula aplicando la ecuación 3-3 

Donde:

v = V/m = RT/pMa = 1/ ρg……………..(3- 8)

v = volumen especifico, ft3/lb

ρg = densidad el gas, lb/ ft3

 

GRAVEDAD ESPECÍFICA(S.G.)Se define como la razón de la densidad de un gas a determinada presión y temperatura entre la densidad del aire a la misma presión y temperatura, generalmente a 60° F y presión atmosférica.

γg = ρg/ρaire (gamma)g (3-9)

(rho)g/(rho)aire

Si sé los rescribe como gas es ideal la gravedad especifica será:

γg = {PscMa/RTsc}/{PscMaire/RTsc}

O también γg = Ma/M aire = Ma/28.96 (3-10)

Donde:

γg = gravedad especifica del gas

ρ aire = densidad del aire,

Maire = peso molecular aparente del aire = 28.96

Ma = peso molecular aparente del gas

Psc = presión Standard, psia

Tsc = temperatura Standard, ªR

PROPIEDADES DEL PETRÓLEOLas propiedades FISICAS de interés primario para los estudios de ingeniería petrolera son los siguientes:

 Solubilidad del gas, Rs

Gravedad especifica del gas en soluciónGravedad del fluido,S.G.Densidad del petroleo, γo

Coeficiente de compresibilidad del petroleo,Co

Coeficiente de compresibilidad del petroleo isotérmico subsaturado,Co

Factor volumétrico del petroleo ,Bo

Factor volumétrico total,Ct

Viscosidad, μo.

Tensión superficial, б

 

 •

GRAVEDAD DEL PETROLEO CRUDO

 Esta definida como la relación la masa de una unidad de volumen del petróleo a @ especificas de presión y temperatura. La gravedad especifica del petróleo esta definida como la relación de la densidad del petróleo y la del agua. Ambas densidades serán medidas a 60 °F y a la presión atmosférica:

γo = ρo / ρw …………(3 - 25)

Donde γo = gravedad especifica del petróleo

ρo= densidad del crudo, lb/ft3

ρw= densidad del agua, lb/ft3

La densidad del agua es aproximadamente de 62.4 lb/ft3 entonces tendremos que: 

ρo= γo/62.4 …………..(3 - 26)

En la industria petrolera se hace referencia a una escala en °API cuya relación matemática es la siguiente:

°API = 141.5/ γo – 131.5 ……………….(3 - 27)

 

SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL PETROLEO (Rs)

Se define como la “razón del volumen del gas disuelto a la presión y temperatura del yacimiento y medido a @ Standard , al volumen de aceite residual y medido también a @ estándar”.

Se dice que un petróleo crudo esta SATURADO con gas a cualquier presión y temperatura, si al reducir ligeramente la presión libera gas de la solución. Inversamente, si no se libera se dice que el petróleo esta SUBSATURADO. Existen correlaciones empíricas que son muy comunes su utilización en los cálculos, por los autores:StandingVásquez – BeggsGlasoMarhoumPetrosky – Farsad

 

FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO (Bo)

Se define como una relación del volumen de un barril en condiciones de yacimiento entre el volumen de un carril en condiciones Standard , es decir, a la temperatura del yacimiento y con el gas disuelto que puede retener el petróleo a esa presión

Expresado matemáticamente será.

Bo= (Vo)p,T/(Vo)s.c.

 

El Bo depende de los siguientes factores:

Bo= f(Rs, γg, γo,T)

Se tiene varias correlaciones empíricas propuestas por los siguientes autores:

StandingVasquez –BeggsGlasoMarhoumPetrosky – Farsad Otras correlaciones

VISCOSIDAD DEL PETROLEOEn general la viscosidad de los líquidos se incrementa al aumentar la presión, causando únicamente la compresión del liquido, disminuye cuando se incrementa la temperatura. La viscosidad se define también como la resistencia interna al flujo de los fluidos.

Se clasifica en tres categorías: Petróleo pesados, saturado y subsaturado

 

Métodos de cálculo de la viscosidad para petróleos pesados.

Correlación BealCorrelación Chew- ConnallyCorrelación Beggs – RobinsonCorrelación Egbogah

COMPRESIBILIDAD DEL PETROLEO

 Las siguientes correlaciones nos permiten calcular la compresibilidad del petróleo desarrollada por McCain y otros para presiones debajo del punto de burbuja

 

Ln(co)= -7.573-1.45ln(p) -0.383 ln(pb)+1.402(T)+0.256ln(γo,API)+ 0.449ln(Rs).

La correlación Vasquez & Beggs que se utiliza para determinar la compresibilidad del petróleo para presiones por encima de la presión de burbuja.

5 R sb + 17.2 T – 1.180 γ g + 12,61 γo, API – 1.433

  Co = [-------------------------------------------------------------------- ⌡

105

Donde.: T = temperatura, ºF

P = presión, psia;

TEMA 7. FLUJO EN MEDIOS POROSOS

LEY DE DARCY

Introducción.

Una formación reservorio está constituida por granos de arena unidos y compactados. Admitiendo que la forma esférica de los granos ocurre con mayor frecuencia probabilística que otras formas, existen espacios huecos que unidos entre sí forman canales de pequeño diámetro, de dimensiones capilares.

El movimiento de fluidos a través de estos canales capilares es diferente al de las tuberías de diámetro grande. Son muchas las variables que intervienen en la hidrodinámica de fluidos a través de medios porosos, y aunque hubieron varios

intentos de establecer ecuaciones, éstas no resultaron de uso práctico.

Darcy observo en su experimento que la velocidad de flujo era directamente proporcional a la diferencia de presiones, en realidad alturas piezometricas, e inversamente proporcional a la longitud del medio poroso:

h1 – h2 k Δh

µ = k ----------- = --------- ; donde: k = constante de proporcionalidad

L L h1= altura piezometrica del punto de ingreso

h2= altura piezometrica del punto de salida

del agua.

L = longitud del medio poroso (filtro de agua

LA LEY DE DARCY EN LA PERMEABILIDADSustituyendo las alturas piezométricas por presiones, introduciendo el efecto de la viscosidad de! fluido y considerando la dirección de flujo en sentido contrario a la caída de presiones, se establece que, para flujo horizontal:

Donde:

U = velocidad del fluido

µ = viscosidad

K = permeabilidad efectiva

La permeabilidad es la facilidad con la que el fluido se desplaza a través del medio poroso y es exclusivamente una variable para los medios porosos. La permeabilidad efectiva se aplica cuando la arena está saturada por dos ó más fluidos. En honor al descubridor de esta ley, la unidad de medida para ambas permeabilidades es el Darcy (D), y su submúltiplo el milidarcy (md).

k dpu= ---------

µ dx

FLUJO LINEALEl flujo lineal ocurre en el yacimiento, cuando él fluido se traslada de un punto a otro. Las líneas de flujo son paralelas entre sí y la sección transversal al flujo generalmente es constante. El movimiento se genera cuando existe una zona donde la presión ha disminuido con relación al resto ocasionando que los hidrocarburos viajen hacia esa zona formando un gradiente de presión desde un máximo en la zona de partida hasta un mínimo en ¡a zona de arribo. Si no hay fuga de energía en la zona deprimida, el movimiento cesa cuando la presión se equilibra y el gradiente se toma horizontal.

gradiente

de presión

Flujo en EstratosConsiderando que las rocas reservorio son de origen sedimentario, es frecuente encontrar que la deposición ha formado estratos de cierto espesor colocados en secuencia uno sobre otro. Cada estrato puede presentar características homogéneas dentro su continuidad, pero heterogéneas con relación a los demás. De este modo, la formación puede presentar una configuración de capas superpuestas. En estas capas el flujo se comporta de modo diferente porque cada una de ellas tiene diferente permeabilidad. Se analizarán dos posibilidades:

P1

h1

h2

h3

Que las capas estén dispuestas longitudinalmente a la dirección del flujo. Que las capas estén dispuestas transversalmente a la dirección del flujo.

P1

Flujo Radial

Permeabilidad Una de las características mas importantes que se debe conocer en un yacimiento, es la permeabilidad que es la habilidad que permite el flujo de los fluidos a través de los poros. La cuantificación de esta característica es de suma relevancia para los estudios relativos a la explotación de un yacimiento

La relación que nos permite cuantificar la “permeabilidad” es conocida también como la Ley de Darcy.

LEY DE DARCY

En 1856 como resultado de estudios experimentales de flujo de agua a través de filtros de arena no consolidada, el francés Henry Darcy dedujo la ecuación que enuncia “la velocidad del un fluido homogéneo en un medio poroso es

es proporcional al gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido”.Este concepto se le puede expresar matemáticamente con la siguiente ecuación:

  v = - k/µ Әp/ӘL (4 – 34)

Donde : v = velocidad aparente, cm/seg k = permeabilidad, darcy.

µ = viscosidad el fluido, cp

Әp/ӘL= gradiente de presión, atm/cm

La ley de Darcy es aplicable únicamente para flujos en régimen laminar además esta tiene un caracteriza estadística que promedia el comportamiento de múltiples canales porosos.

Si sustituimos v = q/A en la ecuación anterior entonces tendremos : 

q = kA/μ Әp/ӘL (4 – 35)

Donde q = caudal de flujo a través de un medio poroso, cm/sec

A =Arrea transversal por donde ocurre el flujo,cm2

La unidad de medida se llama Darcy

1 Darcy = 1,000 md

PERMEABILIDADES ABSOLUTAS PROMEDIO

Hay técnicas que se para determinar permeabilidad-promediando que

normalmente se usan para calcular una permeabilidad apropiada para representar

un sistema honogeneos equivalente.

permeabilidad-promedio ponderada

permeabilidad-promedio harmonica

Permeabilidad – promedio geometrica

CORRELACIONES PARA PERMEABILIDAD ABSOLUTA

 

ECUACION DE TIMUR

 

Timur (1968) propuso la siguiente ecuacion estimando la permeabilidad

 

K = 8.58102 Ф 4.4/Swc 2 ( 4 -46)

ECUACION MORRIS - BIGGS

 Morris y Biggs (1967) propusieron la siguiente ecuacion estimando la permeabilidad del oil y gas

Ko = 62.5 [Ф 3/Swc] 2 (4 -47) Para reservorios de gas:

 

Kg = 2.5 [Ф 3/Swc] 2 (4 -48)

 

Donde:

k= permeabilida absoluta, Darcy

Ф = porosidad, fracción

Swc = saturación de agua connata, fracción

 

PERMEABILIDADES EFECTIVA ( Ko,Kg;kw)

 Se define como “permeabilidad efectiva” de una roca , a la permeabilidad de un fluido en particular cuando la saturación de este fluido en la roca es menor al 100%.

Ko = permeabilidad efectiva del oil

Kg = permeabilidad efectiva del gas

Kw = permeabilidad efectiva del agua

Los valores de las permeabilidades del oil y agua efectivas pueden variar de cero hasta k con excepción de la Kg que puede valer mas que K cuando la muestra esta saturada 100% de gas.

La suma de las permeabilidades efectivas generalmente es igual o menor que la permeabilidad absoluta

 

Ko+Kg+kw <= K…… (4 – 49)

Efecto KlikenbergLa permeabilidad es la facilidad con la que el fluido se desplaza a través del medio poroso. La permeabilidad efectiva se aplica cuando la arena esta saturado por dos o mas fluidos.

Las medidas de permeabilidades en laboratorio se hacen preferentemente con aire por ser estas mas convenientes y económicas. Klikenberg noto que las medidas obtenidas utilizando aire para determinar la permeabilidad de una roca era siempre

mayores que las obtenidas utilizando líquidos.Klinkenberg, desarrolla un metodo para corregir la permeabilidad del gas a bajas presiones promedio fluyente para la permeabilidad equivalente del liquido, por medio de la relacion:

ka = kL ( 1 – b ) …

Pm

Donde: ka = permeabilidad aparente medida para el gas

kL = permeabilidad verdadera; Pm = presion promedio

b = constante del movimiento libre λ de la molecula a la presion Pm

YACIMIENTOS DE GAS Tema 8 Los yacimientos de gas natural se definen por la ubicación de la

presión y la temperatura inicial en un diagrama de presión - temperatura se subdividen en yacimientos de gas seco, gas húmedo y gas condensado.

CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS DE GAS Yacimientos de gas seco.-

Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y están constituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie no condensan. Debido a la alta energía cinética de las moléculas y a su baja atracción, no alcanzan la forma de líquidos a la presión y temperatura del tanque de almacén .

Yacimientos de Gas Húmedo.-

Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperatura cricondentermica y están formados por hidrocarburos livianos a intermedios estos no se condensan en el reservorio pero si lo hacen en superficie ( en el separador

Como consecuencia de la disminución en la energía cinética de las moléculas de gas mas pesadas originando un aumento en las fuerzas de atracción transformándose parte de este gas en líquido,

Yacimiento de gas condensado

Estos están constituidos por los fluidos tal que por su expansión isotérmica a la temperatura del reservorio en el mismo que puede o no revaporizarce al continuar el proceso, se puede hablar en este tipo de yacimientos de una condensación retrograda, donde el gas al disminuir la presión se condensa estos líquidos se adhieren a los poros siendo este un liquido inmóvil, esto ocasiona una disminución de la producción de líquidos.

METODO DE CÁLCULO DE RESERVAS Reservas de gas por el método Volumétrico.

Podríamos decir que este es uno de los métodos mas usados en campos nuevos donde casi no hay mucha información, este método se realiza con la finalidad de tener una idea global del reservorio y de las reservas de gas que este contiene

Aquí, el Volumen que se encuentra en el espacio poral del reservorio es transformado a volúmenes de gas a condiciones estándar, el volumen neto del reservorio que contiene las reservas de gas es determinado por la información geológica, basada en los cores, registros eléctricos, registros durante la perforación y ensayos de

pozo como son (DST, Bild up, entre otros)

El volumen de reservorio mayormente es determinado por planimetría utilizando los mapas isópacos de los espesores netos del reservorio o por el método del polígono para poder cuantificar estos volúmenes. Como ya se menciono anteriormente.

Cálculo del gas in situ. Recuperación »unitaria» volumétrica El gas in situ en el reservorio es solamente el producto de tres factores el volumen poral del reservorio, la saturación inicial del gas, el factor volumétrico inicial del gas el cual transforma los volúmenes iniciales a condiciones estándar esto es (60ºF y 14.7 psia) el volumen o bruto del yacimiento se expresa en acres- pies y el gas

in situ en pies cúbicos y se calcula mediante.

G = 43560 * A * H * % (1-SW) 1

Bgi

Donde: G = Gas inicial del reservorio

43560 = Factor de conversión de acres a pies cúbicos

A = Área del reservorio en acres

H = Espesor de arenas netas del reservorio

% = porosidad de la roca reservorio.

Swi = saturación de agua innata

Bgi. = factor volumétrico inicial del gas .

El factor volumétrico del gas se puede expresar de la siguiente manera:

los pies cúbicos normales de gas de un yacimiento con un volumen poroso para el gas es simplemente Vg x Bg. El Bg se expresa en pies cúbicos normales por pie cúbico del yacimiento debido a que el factor volumétrico del gas varía con la presión

Bgi = Pb x T X z

P x Tb x Zb

P = Presión de reservorio

Pb = Presión base

T = Temperatura de reservorio

Tb = Temperatura base

Z y Zb = Factor de compresibilidad del reservorio y de superficie

Existen: 43560 ft2/ 1 acre y 5,615 ft3 / 1 bbl = 7758 bbl / 1 acre-pie

Si Bgi esta en bbl/ scf, entonces la ecuación seria:

G = 7758 X A X H X % ( 1-Swi) 1

Bgi

La ecuación volumétrica como dijimos anteriormente es aplicable a campos nuevos antes que cantidades de gas sean producidas para causar una caída de

presión en el reservorio .

Yacimientos de Gas sin Entrada de Agua.

Cuando se tiene gas monofásico en reservorio, el planteamiento se simplifica porque debido a su gran capacidad de expansión, el vacío que deja el fiuido producido es llenado inmediatamente por la expansión del fluido remanente.

Si se asume un volumen poral constante durante la vida productiva del yacimiento, se puede deducir una ecuación de balance de materia por medio de igualar el volumen de gas actual que ocupa el espacio poral, al volumen de gas inicial en el mismo espacio poral; en otras palabras, el gas original estaba contenido en el mismo volumen de poros de roca que ahora ocupa e! gas remanente, o sea:

en esta ecuación, G= es el volumen original de gas a condiciones de reservorio,

Bg¡= el factor volumétrico inicial del gas, Gp =el gas producido hasta la fecha del análisis y Bg =el factor volumétrico actual.

El volumen que ocupaba

el gas original es el mismo

que ocupa el gas remanente

GBgi = (G-GD)Bg (4.1)

EjemploEn un- yacimiento de gas húmedo, al cabo del primer año de producción, se determinó una presión promedio de reservorio de 4455 psia y a esta fecha la producción acumulada ha sido 755 MMpcs. Luego de cinco años la presión fue 3122 psia y el volumen acumulado de gas producido 2144 MMpcs. La gravedad específica del gas se asume que es constante e igual a 0.63 y la temperatura del reservorio 211°F.

El factor Z en condiciones de produccion primaria proviene de los analisis PVT de agotamiento a volumen constante obtenidas en laboratorio o con simulador matematico PVT

Determinar: a) el factor de recuperación al cabo del quinto año; b) el volumen original de gas en reservorio.

Solución:

Aunque no es recomendable en la vida real aplicar balance de materia con solo dos puntos por razones obvias, el ejemplo es interesante por ser didáctico para comprender como funciona el método.

Con los procedimientos descritos en el capitulo II, los valores para Z son los siguientes:

Z (4455) = 0.978

Z (3122) = 0.907

Los valores de p/Z son 4853 y 3442 correspondientemente para cada punto. Luego la ecuacion de la linea recta:

4853 - 3442

y – 4853 = --------------- (x – 755)

755 - 2144

Cuando y = 0

X = 5533 MM pcs

Que es el volumen original in situ de gas.

El factor de recuperacion:

FR = 2144/5533 = 38.70%

Yacimientos de Gas con Entrada de AguaEn el anterior párrafo se dedujo la ecuación de balance de materia asumiendo un volumen poral constante. Si existe un acuífero activo asociado al reservorio, este volumen poral no será constante y va á depender de la cantidad de influjo o intrusión de agua en el reservorio.

Considerando entonces una variación del volumen de poros, una forma más general de escribir la ecuación de balance de materia es:

GBgi = (G-Gp)Bg + AVP (4.5)

donde AVp es la variación del volumen de poros debido a la intrusión de agua y está expresada en barriles.

Esta variación puede expresarse como:

AVp = Wc - WPBW Reemplazando esta expresión en la ecuación (4.5):

GBgl = (G-Gp)Bg + We - WpBw (4.6)

RESERVAS DE GAS Las reservas de Gas Natural son clasificadas de acuerdo a su ocurrencia.

GAS NO ASOCIADO es gas libre que no esta en contacto con petróleo en el reservorio.

GAS ASOCIADO es gas libre en contacto con petróleo en el reservorio.

GAS DISUELTO es gas en solución con petróleo en el reservorio

Definiciones

Las reservas son cantidades de hidrocarburo que se considera pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura. Todos los estimados de reservas involucran algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos de ingeniería y geología, confiables y disponibles a la fecha del estimado y de la interpretación de estos datos.

COMPORTAMIENTO DE FASES Tema 9

INTRODUCCION

 

Las acumulaciones de gas y petróleo ocurren en trampas subterráneas formadas por características estructurales, estratigráficas o ambas. Por fortuna se presentan en las partes mas porosas y permeables de los estratos, siendo estos principalmente areniscas, calizas y dolomitas, con aberturas íntergranulares o con espacios porosos debido a las diaclasas, fracturas y por efectos de soluciones.

Tabla 3.1 Características y composición de los diferentes tipos de Fluidos en el Reservorio

m Petróleo Petróleo Volátil Gas y condensado Gas seco

C1 Metano 45.62 64.17 86.82 92.26

C2 Etano 3.17 8.03 4.07 3.67

C3 Propano 2.10 5.19 2.32 2.18

C4 Butano 1.50 3.86 1.67 1.15

C5 Pentano 1.08 2.35 0.81 0.39

C6 1.45 1.21 0.57 0.14

C7+ 45.08 15.19 3.74 0.21

PMC7+ 231.0 178.00 110.00 145.00

Densidad Relativa 0.862 0.765 0.735 0.757

Color del Liquido Negro verdoso Anaranjado oscuro Café ligero Acuoso

La temperatura de un reservorio es determinada por la profundidad y el comportamiento del fluido en un reservorio es determinado por su composición y relaciones PVT. En un reservorio se tiene diferentes clases de fluidos, las cuales se muestran en la Tabla 3.1. Las temperaturas críticas de los HC mas pesados son las mas elevadas que de los componentes livianos.

Figura 3.1 Diagrama de fases (Presión- Temperatura) Cuando la presión del reservorio cae por debajo del punto de saturación, el diagrama de fases del fluido original no es representativo, ya que el gas y el líquido son producidos a relaciones diferentes de la combinación original, resultando un cambio en la composición del fluido. La segregación gravitacional de las dos fases con diferentes densidades también podrá inhibir el contacto entre las dos fases cambiando el equilibrio en el reservorio. Los reservorios de HC son clasificados de acuerdo a: - La composición de la mezcla de HC en el reservorio. - La presión y temperatura inicial del reservorio - La presión y temperatura de producción en superficie.

DIAGRAMA DE FASES (PRESION – TEMPERATURA)

Un típico diagrama de Temperatura y Presión se muestra en la Fig.3.1. Estos diagramas son esencialmente utilizados para

 

• Clasificar los reservorios

• Clasificar naturalmente el sistema de HC.

• Describir el comportamiento de fases del fluido.

 

Para un mejor entendimiento de la Fig.3.1 se darán todas las definiciones y algunos conceptos asociados con el diagrama de fase:

Figura 3.2 Diagrama de Fases (Presión- Temperatura)

Propiedades intensivas.- Denominas a aquellos que son independientes de la cantidad de materia considerada como son: la viscosidad, densidad, temperatura, etc. Es una función principal de las propiedades físicas de los fluidos.

 

Punto critico.- Es el estado a condición de presión y temperatura para la cual las propiedades intensivas de las fases liquida y gases, son idénticas, donde cuya correspondencia es la presión y temperatura critica.

 

Curva de Burbujeo (ebullición).- Es el lugar geométrico de los puntos, de presión y temperatura, para los cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase liquida a la región de dos fases, siendo este estado de equilibrio de un sistema compuesto de petróleo crudo y gas, en el cual el petróleo ocupa prácticamente todo el sistema excepto en una cantidad infinitesimal de gas.

 

El yacimiento de punto de burbuja se considera cuando la temperatura normal esta por debajo que la temperatura critica, ocurre también que por la disminución de la presión que alcanzara el punto de burbujeo.

Curva de roció.- (condensación).- Es el lugar geométrico de los puntos, de la presión-temperatura, en los cuales se forma la primera gota de liquido, al pasar de la región de vapor a la región de las dos fases,

El punto de roció es análogo que al punto de burbuja, siendo el estad

de equilibrio de un sistema que esta compuesto de petróleo y gas, lugar

en la cual ocupa prácticamente todo el sistema dando excepción a

cantidades infinitesimales de petróleo.

 

Región de dos fases.- Es la región comprendida entre las curvas de burbujeo y roció (cricondenbararico y cricondentermico). Esta región coexisten en equilibrio, las fases liquida y gaseosa.

Cricondenbar.- Es la máxima presión a la cual pueden coexistir en equilibrio un liquido y vapor.

 

Cricondenterma.- Es la máxima temperatura a la cual pueden coexistir en equilibrio un liquido y vapor.

Zona de condensación Retrograda.- Es aquella cuya zona esta comprendida entre los puntos de las curvas cricondenbar y cricondenterma (punto critico y punto de roció) y que por la reducción de la presión, a temperatura constante, ocurre una condensación.

 

Petróleo Saturado.- Es un líquido que se encuentra en equilibrio con su vapor (gas) a determinada presión y temperatura: La cantidad de líquido y vapor puede ser cualesquiera. En este sentido la presión de saturación es la presión a la cual el líquido y el vapor se encuentran en equilibrio. En algunos casos la presión de burbujeo o presión de roció pueden usarse sinónimamente como presión de saturación.

 

Petróleo Bajo Saturado.- Es el fluido capaz de recibir cantidades adicionales de gas o vapor a distintas condiciones de presión y temperatura. en un fluido no saturado, la disminución de la presión causa liberación del gas existente La cantidad de líquido y vapor pude ser cualquiera.

Petróleo Subsaturado.- Es aquel fluido que acondiciones de presión y temperatura que se encuentran, tienen una mayor cantidad de gas disuelto que el que le correspondería a condiciones de equilibrio.

Saturación critica de un fluido.- Es la saturación mínima necesaria para que exista escurrimiento de dicho fluido en el yacimiento.

Cuando la presión y la temperatura iniciales de un yacimiento caen fuera de la región de dos

fases pueden comportarse:

1.- Como yacimientos normales de gas (A), donde la temperatura del yacimiento excede el cricondermico.

2.-Como yacimiento de condensado retrogrado (de punto de roció) (B), donde la

temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura critica del punto

cricordentermico.

3.-Como yacimiento de petróleo bajo-saturado (de punto de burbujeo) C, donde la

temperatura del yacimiento esta por debajo de la temperatura critica.

 

Cuando la presión y la temperatura iniciales del yacimiento caen dentro de la región de dos

fases pueden comportarse:

1.- Como yacimientos de petróleo saturado, depende, existe una zona de petróleo

con un casquete de gas.

2.- Como yacimientos de petróleo saturado sin estar asociado con un casquete de

gas, esto es, cuando, la presión inicial es igual a la presión de saturación o

burbujeo. La presión y temperatura para este tipo de yacimientos se localiza

sobre la línea de burbujeo.

CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOSSe aclara que el estado físico de un fluido de yacimiento generalmente varia con la presión, pues la temperatura es esencialmente constante. Es práctica común a los yacimientos de acuerdo a las características de losHC producidos y a las condiciones bajo las cuales se presenta suacumulación en el subsuelo. Así, tomando en cuenta las características delos fluidos producidos, se tiene reservorios de:

- Reservorio de Petróleo - Reservorio de Gas

1 ) RESERVORIOS DE PETROLEO

Si la temperatura del reservorio Ty es menor que la temperatura critica Tcdel fluido del reservorio este es clasificado como reservorio de petróleo.Dependiendo de la presión inicial del Reservorio, Pi, los reservorios depetróleo pueden ser subclasificados en las siguientes categorías: 

RESERVORIOS DE PETROLEO SUBSATURADO

Si la presión inicial del reservorio Pi es igual Pb yrepresentada en la Fig.3.2 por el punto 1, y es mayor que lapresión del punto de burbuja, Pb y la temperatura esta pordebajo de la temperatura critica del fluido del reservorio.

RESERVORIO DE PETROLEO SATURADO

Cuando la presión inicial del reservorio esta en el del puntode burbuja, Pb, del fluido del reservorio, como se muestra enla Fig.3.2 punto 2, el reservorio es llamado reservoriosaturado de petróleo.

RESERVORIO CON CASQUETE DE GASSi la presión inicial del reservorio esta en el punto de burbuja, Pb, del fluido del reservorio,

como se muestra en la Fig.3.2 punto E, el reservorio esta en predominio de una capa de gas

en la zona de dos fases, la cual contienen una zona de liquido o de petróleo con una zona o

capa de gas en la parte superior...

Figura 3.2 Diagrama de fases

En general el petróleo es comúnmente clasificado en los siguientes tipos:

Petróleo negroPetróleo de bajo rendimientoPetróleo de alto rendimiento (volátil)Petróleo cerca del punto critico

Petróleo negroEl diagrama de fases nos muestra el comportamiento

del petróleo negro en la Fig.3.3, en el cual se debe notar que las líneas de calidad son aproximadamente equidistantes caracterizando este diagrama de fases del petróleo negro. Siguiendo la trayectoria de la reducción de la presión indicada por la línea verticales, la curva de rendimiento de liquido se muestra en la Fig.3.4, es el porcentaje del volumen del liquido en función de la presión. La curva de rendimiento del liquido se aproxima a la línea recta, excepto en las presiones muy bajas. Cuando el petróleo es producido normalmente se tiene un RGP entre 200-1500 PCS/STB y la gravedad esta entre 15-40° API. En el tanque de almacenamiento el petróleo es normalmente de color marrón o verde oscuro

Figura 3.3 Diagrama de fases petróleo negro

Figura 3.4 Curva de rendimiento liquido para el petróleo negro

Petróleo negro de bajo rendimiento  El diagrama de fases para un petróleo de bajo rendimiento es mostrado en la Fig.3.5, El diagrama es caracterizado por las líneas de calidad que estan esparcidas estrechamente cerca de la curva de roció. En la curva de rendimiento del líquido (Fig. 3.6) se muestra las características de rendimiento de esta categoría de petróleo. Las otras propiedades son:

- Factor volumétrico de la formación de petróleo menor a 1.2 bbl/STB. - Relación Gas- Petróleo menor que 200 pc/STB - Gravedad del petróleo menor que 35° API - Recuperación substancial de líquido a condiciones de separación como se observa con el punto G que esta por encima del 85% de las líneas de calidad de la Fig.3.5.

Figura 3.5 Diagrama de fases petróleo de bajo rendimiento

Figura 3.6 Curva del rendimiento liquido para el petróleo de bajo rendimiento

Petróleo volátil El diagrama de fases para un petróleo volátil (alto rendimiento) es dado en la Fig.3.7, El diagrama es caracterizado por las líneas de calidad estas juntas y estrechas cerca del punto de burbuja y están mas ampliamente esparcidas a bajas presiones. Este tipo de petróleo es comúnmente caracterizado por un alto rendimiento del liquido inmediatamente por debajo del punto de burbuja como se muestra en la (Fig. 3.8). Las otras propiedades son: - Factor volumétrico de la formación de petróleo menor a 2.0

bbl/STB.

- Relación Gas- Petróleo entre 2000 – 3200 pc/STB

- Gravedad del petróleo entre 45 - 55 ° API

- Baja Recuperación de líquido a condiciones de separador como se

observa con el punto G en la FIg.3.7.

- Color verdoso a naranja

Figura 3.7 Diagrama de fases petróleo volátil de alto rendimiento

Figura 3.8 Curva de rendimiento liquido para el petróleo volátil

Petróleo cerca al punto critico

Si la temperatura de reservorio, Ty esta cerca de la temperatura Tc del sistemade HC mostrado en la Fig.3.9, la mezcla de HC es identificada como petróleo cerca al puntocrítico. Porque todas las líneas de calidad convergen al punto critico, una caída de presiónisotérmica (como se muestra en la línea vertical EF, Fig. 3.9), pude llevar 100% de petrolerodel volumen poral de HC a condiciones iníciales al 55% de petróleo al punto de burbuja sidecae la presión en un valor de 10 a 50 psi por debajo del punto de burbuja, elcomportamiento característico del encogimiento de petróleo cerca al punto critico se muestraen la Fig.3.10. Este petróleo es caracterizado por el diagrama de fases para un petróleovolátil(alto rendimiento) esta dado en la Fig.3.7, El diagrama es caracterizado por las líneasde calidad por estar juntas y estrechas cerca del punto de burbuja y están mas ampliamenteesparcidas a bajas presiones. Este tipo de de petróleo es comúnmente caracterizado por unalto rendimiento del liquido inmediatamente por debajo del punto de burbuja como semuestra en la (Fig. 3.8). Las otras propiedades son:  * Factor volumétrico de la formación de petróleo mayor a 2.0 bbl/STB. * Relación Gas- Petróleo alta mas de 3000 pc/STB * Gravedad del petróleo entre 45 - 55 ° API * Las composiciones son caracterizadas por 12.5 a 20% mol de heptano plus, 35 % o más de etano y el resto de metanos.

Figura 3.11 Curva de rendimento liquido para diferentes petróleos

Figura 3.10 Curva de rendimiento liquido para el petróleo cerca del punto crítico

Figura 3.9 Diagrama de fases petróleo cerca del punto critico

RESERVORIOS DE GAS NATURAL

Con el advenimiento de las perforaciones profundas fueron descubiertos yacimientos de gas a altas presiones con propiedades materialmente diferentes de aquellos yacimientos de gas seco. El fluido del yacimiento esta compuesto predominantemente de metano, pero se encuentran cantidades considerables de HC pesados

Si la temperatura del reservorio es mayor que la temperatura critica del fluido, el reservorio es considerado un reservorio de gas. Los reservorios que producen gas natural pueden ser clasificados, esencialmente, en cuatro categorías y estas son:

RESERVORIOS DE CONDENSACION RETROGRADA DE GAS

Si la temperatura del reservorio Ty esta entre la temperatura critica Tc y la cricordermica, Tct, del fluido del reservorio, es clasificado como reservorio de condensación retrograda.

El fluido existe como un gas a las condiciones iniciales del reservorio, cuando la presión del reservorio declina con una temperatura constante, la línea del punto de roció es cruzada y se forma líquido en el reservorio: Este líquido se forma en el sistema de la tubería en el separador debido al cambio de presión y temperatura.

Considerando que las condiciones iniciales de un reservorio de condensación retrogradad de gas es presentado en el punto1 del diagrama de fases (presión- temperatura) de la Fig.3.11, la presión del reservorio esta por encima de la presión del punto de roció, el sistema de HC, el Reservorio muestra una fase simple (fase vapor).Cuando la presión de reservorio declina isotermicamente durante la producción, la presión inicial(punto 1) cae al (punto 2) que es la, presión declinada y esta por encima del punto de roció; existe una atracción entre las moléculas de los componente livianos y pesados, ocasionando su moviendo por separado, esto origina que la atracción entre los componentes mas pesados sean mas efectivos de esta manera el liquido comienza a condensarse.

Este proceso de condensación retrograda, continua con la presión decreciente antes de que llegue a de su máxima condensación de líquidos económico en el punto 3. La reducción de la presión permite a las moleculas pesadas comenzar el proceso de vaporización normal. Este es un proceso para lo cual pocas moléculas de gas golpean la superficie liquida. El proceso de vaporización continua cuando la presión del reservorio esta por debajo de la presión de l punto de roció.

 

 RESERVORIOS DE GAS-CONDENSADO CERCA DEL PUNTO CRÍTICO

Si la temperatura del reservorio Ty esta cerca de la temperatura critica Tc, como se muestra en la Fig.3.12 la mezcla de HC y es clasificado como reservorio de gas –condensado cerca del punto critico. El comportamiento volumétrico de esta categoría de gas natural es descrito a través de la declinación isotérmica de la presión como se muestra en la línea vertical de 1 – 3 en la fig. 3.12. Todas las líneas de calidad convergen en el punto critico, un aumento rápido del liquido ocurrirá inmediatamente por debajo del punto de roció como la presión es reducida en el punto 2, este comportamiento puede ser justificado por el echo de que varias líneas de calidad son cruzadas rápidamente por la reducción isotérmica de la presión.

Figura 3.12 Diagrama de fase de gas con condensación retrograda

Figura 3.13 Diagrama de fases de gas - condensado cerca del punto critico

RESERVORIOS DE GAS-CONDENSADO

El diagrama de fase correspondiente a un reservorio de gas húmedo, se presenta en la Fig.3.13, en ella se puede observar que la temperatura del reservorio es mayor que la cricontermica de la mezcla, por tal razón nunca se integran las dos fases en el reservorio, únicamente existe la fase gaseosa en el reservorio, si el reservorios agotado isotermicamente a lo largo de la línea vertical A- B.

El gas producido fluye hacia la superficie y por ende, la presión y temperatura del gas declinara. El gas entra en la región de dos fases, en la tubería de producción debido a los cambios de presión y temperatura y a la separación en la superficie. Esto es causado por la disminución suficiente en la energía cinética de las moléculas pesadas con la caída de temperatura y su cambio subsiguiente para el líquido a través de fuerzas atractivas entre moléculas.

Cuando estos fluidos son llevados a la superficie entran en la región de dos fases, generando relaciones gas – petróleo entre 50,000 y 120,000 PCS/bbls, el liquido recuperable tiende a ser transparente, con densidades menores de 0.75 gr. /cc y los contenidos de licuables en el gas están generalmente por debajo de los 30 Bbls/MMpc.

Estos yacimientos se encuentran en estado gaseoso en cuya composición predomina un alto porcentaje de metano que se encuentra entre el 75- 90%, aunque las cantidades relativas de los componentes mas pesados son mayores que en el caso de gas seco.

Figura 3.14 Diagrama de fases de gás húmedo

RESERVORIOS DE GAS-SECOEste tipo de reservorio es lo que se conoce como reservorios de gas seco, cuyo

diagrama se presenta en la Fig. 3.15. Estos reservorios contienen principalmente

metano, con pequeñas cantidades de etano y más pesados, el fluido de este

reservorio entran en la región de dos fases a condiciones de superficie, durante la

explotación del reservorio. Teóricamente los reservorios e gas seco no producen

líquidos en la superficie, por ende, la diferencia entre un gas seco y un gas

húmedo es arbitraria y generalmente en sistemas de HC que produzcan con

relaciones gas – petróleo mayores a 120,000PCS/Bbls se considera seco

Figura 3.15 Diagrama de fases de gas seco

DETERMINACION DEL PUNTO DE ROCIO CON LA COMPOSICION DEL GAS

La predicción de la presión de roció no es ampliamente practicada debido a la complejidad del comportamiento de la fase retrograda, es necesario la determinación experimental de la condición del punto de roció. Sage-Olds y otros presentaron distintas correlaciones para la determinación de la presión de roció para varios sistemas de condensado.

La presión del punto de roció es estimada utilizando la correlación generada por Nemeth y Kennedy, que utiliza la composición y temperatura. Esta se describe como esa presión en la cual los fluidos condensados iniciaran la formación de la primera gota de liquido fuera de la fase gaseosa 

W. Gonzales M.

Diagramas de Fases de Mezclas de Dos componentes

DIAGRAMAS DE FASES Y FLUIDOS EN RESERVORIOS DE HIDROCARBUROS

P

T

L

L+G G

Punto CríticoEnvolvente de Saturación

W. Gonzales M.

Diagrama de Fases de Mezclas Multicomponentes

DIAGRAMAS DE FASES Y FLUIDOS EN RESERVORIOS DE HIDROCARBUROS

P

T

LL+G G

Punto Crítico Punto cricondenbáricoPmax

Punto cricondentérmico

Tmax

Línea de ebullición

Línea de condensación ó

“dew point”

T

•

Dos fases

Gas

Punto critico

Liquido

Cur

va p

unto

s de

burb

uja

PP

90 %

80 %

Zona retrograda

100 %

a

b

c

d

e

f

Cri

con

den

term

ico

Cricondenbarico

W. Gonzales M.

Diagrama de Fases de Mezclas Hidrocarburíferas

Clasificación de Reservorios

Petróleo liviano

W. Gonzales M.

Condensación Retrógrada de un Gas natural

DIAGRAMAS DE FASES Y FLUIDOS EN RESERVORIOS DE HIDROCARBUROS

P

T

LL+G G

Punto Crítico Punto cricondenbáricoPmax

Punto cricondentérmico

Tmax

25% de líquido

50% 75%

1

2

3

Línea de ebullición

Línea de condensación ó

“dew point”

Petróleo Volátil

En la unidad de separación en superficie

DIAGRAMAS DE FASES Y FLUIDOS EN RESERVORIOS DE

HIDROCARBUROS

Petróleo liviano Petróleo

Negro

•• • •

PP

Gas secoGas

condensado

Tema 10 METODO DE CÁLCULO DE RESERVAS DE GAS

Podríamos decir que este es uno de los métodos mas usados en campos nuevos donde casi no hay mucha información, este método se realiza con la finalidad de tener una idea global del reservorio y de las reservas de gas que este contiene Aquí, el Volumen que se encuentra en el espacio poral del reservorio es transformado a volúmenes de gas a condiciones estándar, el volumen neto del reservorio que contiene las reservas de gas es determinado por la información geológica, basada en los cores, registros eléctricos, registros durante la perforación y ensayos de pozo como son (DST, Bild up, entre otros)

El volumen de reservorio mayormente es determinado por planimetría utilizando los mapas isópacos de los espesores netos del reservorio o por el método del polígono para poder cuantificar estos volúmenes. Como ya se menciono anteriormente. El gas del yacimiento también cambia a medida que la presión disminuye el volumen poroso disponible para el gas también puede cambiar por la intrusión de agua en el yacimiento este volumen poroso ocupado por el gas esta relacionado con el volumen total bruto multiplicado por su porosidad promedia , la saturación promedia por el agua innata El gas in situ en el reservorio, es solamente el producto de tres factores el volumen poral del reservorio, la saturación inicial del gas, el factor volumétrico inicial del gas el cual transforma los volúmenes iniciales a condiciones estándar esto es (60ºF y 14.7 psia) el volumen o bruto del yacimiento se expresa en acres- pies

El gas in situ es en pies cúbicos y se calcula mediante:

G = 43560 x A x H x % (1-SW) 1

Bgi

Donde:

G = Gas inicial del reservorio

43560 = ..Factor de conversión de acres a pies cúbicos

A = Área del reservorio en acres

H = Espesor de arenas netas del reservorio

% = porosidad de la roca reservorio.

Swi = saturación de agua innata

Bgi. = factor volumétrico inicial del gas .

Para un reservorio natural volumétrico, sin acuífero , ni producción de agua , el gas producido o acumulado una presión determinada es la diferencia entre las estimaciones volumétricas de gas en el reservorio a condiciones iniciales y a condiciones de presiones subsecuentes

Gp = 43560 x A x H % ( 1-SW ) ( 1 - 1 )

Bgi Bg

El factor de recuperación de un reservorio de gas esta en función de la presión de abandono, y la permeabilidad

La presión de abandono depende de muchos factores Precio del gas Índice de productividad de los pozos Tamaño de campo Ubicación con respecto al mercado Tipo de mercado

CALCULO DEL GAS NATURAL”IN SITU”El método volumétrico del gas se calcula usando las condiciones Standard como condiciones normales. Usando mapas del subsuelo e isopaquicos basados en la información obtenida de los registros eléctricos núcleos y pruebas de formación y producción.

Un mapa de curvas de nivel o de contorno del subsuelo muestra líneas que conectan puntos de una misma elevación a partir de la parte superior del estrato de referencia o estrato base y por consiguiente, muestra la estructura geológica. Un mapa isopaquico neto muestra líneas que conectan puntos de igual espesor de la formación y las líneas individuales se denominan líneas isopacas

 

 

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El factor volumétrico del gas se puede expresar de la siguiente manera:

los pies cúbicos normales de gas de un yacimiento con un volumen poroso para el gas es simplemente Vg x Bg. El Bg se expresa en pies cúbicos normales por pie cúbico del yacimiento debido a que el factor volumétrico del gas varía con la presión.

Bgi = Pb x T x z

P x Tb x Zb

P = Presión de reservorio

Pb = Presion base

T = Temperatura de reservorio

Tb = Temperatura base

Z y Zb = Factor de compresibilidad del reservorio y de superficie

Si Bgi esta en bbl/ scf entonces la ecuación seria:

G = 7758 x A x H x % ( 1-Swi) 1

Bgi

RECUPERACION UNITARIA DE YACIMIENTOS VOL. DE GAS

Volumen de agua innata, Vg ft3 = 43560* Φ *Sw

Espacio poroso disponible para el gas, ft3= 43560* Φ*(1-Sw)

Espacio poroso del yacimiento, ft3= 43560* Φ

 

G = 43560*A *h* Φ *(1 – Sw) * Bg ( PCS/@- ft)Donde:

Vg = Volumen poroso para el gas. Acre-ft

. Φ= Porosidad, fracción

Sw = Saturación promedio del agua innata, fracción

Bg = Factor volumétrico del gas, PCS/ft3

PCS= pies cúbicos normales

A = area en acres; 1 acre = 43560 p2; 1 acre= cuadrado de 208.71 pies

1 Bbl = 159 lts = 42 gal.; 1 m3 6.2981 Bbls=35. 314 ft3

1 acre = 208.712 = 43559,8641 = 43560

En prospección por gravedad, nosotros medimos muy pequeñas variaciones en la fuerza de gravedad de aquellas rocas que se encuentran en las primeras capas de la superficie de la tierra.Diferentes tipos de rocas, tienen diferentes tipos de densidades, y las rocas más densas tienen la mayor atracción gravitatoria.A la izquierda hay un “gravímetro” , el cual mide la fuerza de gravedad en la tierra.

Figura cortesia de Lacoste-Romberg

Sabes que..... …En exploracion de petroleo, nosotros medimos cambios en la gravedad que pueden ser de una millonesima parte o hasta uno en diez millones de partes del campo gravitatorio total de la tierra.

Con una pequeña balanza de cocina,mide los diferentes pesos de las rocas que encuentres cerca de tu casa.Las rocas más pesadas tendran una mayor atracción gravitatoria que las más livianas.

Pirita es una roca pesadaArenisca es una roca liviana

Figura cortesia de Scintrex, Ltd.

En Prospección Magnética nosotros buscamos cambios en las mediciones del campo magnético de la tierra. El campo magnético de rocas sedimentarias es

usualmente menor que las rocas ígneas y metamórficas.

Esto nos lleva a poder medir el espesor de la sección sedimentaria de la corteza.

El instrumento a la izquierda es un “magnetómetro” que nos permite medir el

campo magnético de la tierra.

Muchas rocas tales como magnetita son naturalmente magneticas. Compare un pedazo

de magnetita con un pedazo de arenisca sosteniendo una brújula al lado de cada roca. La

brújula indica lo mismo?

Figuras cortesia def Scintrex, Ltd.

Todas las rocas conducen electricidad en diferentes medidas.

La resistencia al flujo de corriente electrica es llamada “resistividad”.

La resistencia es medida usando electrodos que son incrustados en la tierra.Los levantamientos de resistividad

son comunmente usados para prospección de aguas subterraneas.

Agua fresca es resistiva,Agua salada es conductiva.

Con un Ohmimetro, mide la resistencia de diferentes rocas que encuentres cerca de tu casa. Encuentras que

algunas rocas son más “resistivas” que otras?

Pirita tiene muy poca resistencia.Conduce la electricidad facilmente.

Arenisca es muy resistiva. No conduce la electricidad facilmente.

Manten un resorte extendido en una mano y dale una rapida movida a uno de los extremos del resorte según lo indica la foto. Observa la

onda que se genera en el resorte moviendose en un dirección y luego rebotando.

Ahora haces el mismo experimento dentro de un recipiente con agua.Cual es la diferencia? Las ondas en el resorte se mueven más despacio?Las ondas sonoras viajan a diferentes velocidades en diferentes tipos de rocas.Estimando las velocidades de las ondas sonoras,podemos tener una pista acerca del tipo de roca que atraviesan .

Compresional ,u Ondas- P, vibran en la dirección que viajan

De corte , u Ondas - S, vibran en la dirección opuesta a la que viajan

Figura cortesia de Brian Russell

Un Geófono registra energía SÍSMICA como un microfono

registra música.

Un “Obrero” clava el geofonoen la superficie del terreno

Trata de conectar un geofono a un voltimetro, y despues golpea

ligeramente el geofono .Ves la oscilación de la aguja en

el voltimetro?

A geófono convierte vibraciones en Energia Electrica

Figure courtesy of Dawson Geophysical, Oct 93, TLE

Figure courtesy of Industrial Vehicles

Figura cortesia de Brian Russell

Figura cortesia de Veritas

Para levantamientos

marinos los sensores son

colocados en largos cables detras del

barco. Cañones de aire se utilizan

como fuentes de Energia

CablesCañones

Si colocas toda los datos creados por un pequeño levantamiento sísmico en diskettes de 3-1/2” y apilas

los diskettes en una gran torre, esta seria tan alta como el

Empire States Building en New York!!

(1350 Feet)Pila de

133,000Diskettes

(1385 Feet)

Datos sísmicos 2D Datos Sísmicos 3D Figuras cortesia de Phillips Petroleum Co.

Figura cortesia de Brian Russell

Figuras cortesía de Phillips Petroleum Co.

Este cuerpo de sal es de mas de tres millas de ancho!