Tesis Yacimientos

7/27/2019 Tesis Yacimientos

1/211

UNIVERSIDAD NACIONAL AUTNOMADE MXICO

FACULTAD DE INGENIERA

CONCEPTOS BSICOS DEL COMPORTAMIENTO DEYACIMIENTOS

T E S I S

PARA OBTENER EL TITULO DE:

INGENIERA PETROLERAQ U E P R E S E N T A:MARA RUFINA ISLAS CASTELN

DIRECTOR DE TESIS: M. I. MARIO BECERRA ZEPEDA

MXICO, D. F., CD. UNIVERSITARIA JUNIO 2006


2/211

A G R A D E C I M I E N T O S

Agradezco a Dios el haberme permitido realizar parte de mis sueos.

Este trabajo se lo dedico con todo mi amor a mis padres, a los cuales agradezco su paciencia,su apoyo, todas las enseanzas y valores inculcados, pero sobre todo por el amor que nos haceser una familia muy unida. Son mi ms grande tesoro.

Esta Tesis tambin esta dedicada a ustedes Esteban y Ramn. Gracias! Por todo el cario queme han dado, por el apoyo brindado en todo momento, por la paciencia que me han tenido y portodo lo que me han soportado y dado. Los quiero mucho.

Agradezco a Ma. Stephanie, a Diego Yojhansy y a Geovanny Antonio por permitirme seguirsiendo nia a su lado y por todo el amor que me regalan. Los adoro!.

Gracias Rita y Sandra por apoyarme incondicionalmente cuando lo requer. Tambin son partede este trabajo.

Soy afortunada al contar con amigos de toda la vida como: German Rodrguez, Ral Canseco,Carmen Prez, Ricardo Montoya, Amelia Castro, Alejandro Monzn y .... Gracias por habermepermitido entrar a su mundo.

Sean cuales sean las virtudes de este trabajo, se deben en gran parte a la dedicacin,atencin, labor y entrega que han tenido el M. I. Mario Becerra Zepeday la Lic. Irma HinojosaFlix. Agradezco profundamente cada una de sus enseanzas as como el apoyo incondicional ytoda la ayuda que me brindaron en la realizacin de este trabajo. Gracias por permitirme sersu amiga. Los admiro y los quiero

Mi admiracin y respeto para cada uno de mis profesores por todas sus enseanzas.

Agradezco a mis sinodales que tuvieron el gesto de leer, darle atencin y tiempo a este trabajo

para mejorarlo.

Al Ing. Manuel Villamar, el M. I. Jos ngel Gmez y el Ing. Martn Carlos Velzquez por todossus comentarios y criticas.


3/211

NDICE

INTRODUCCIN 1

I MARCO TERICOI.I DEFINICIONES 3I.II CLASIFICACIN DE LOS YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS

Y LOS ACUFEROS 20I.III CLASIFICACIN DE LAS RESERVAS 29I.IV CONCEPTOS BSICOS DE LA INGENIERA DE YACIMIENTOS 32I.V MTODOS VOLUMTRICOS PARA EL CLCULO DEL VOLUMEN

ORIGINAL 38

II FUERZAS QUE INTERVIENEN EN EL MOVIMIENTO DE FLUIDOSY FLUJO DE FLUIDOS HACIA LOS POZOS

II.I FUERZAS INVOLUCRADAS EN EL MOVIMIENTO DE FLUIDOSEN EL YACIMIENTO 57

II.II FLUJO DE FLUIDOS HACIA LOS POZOS 63

III MECANISMOS DE DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS EN ELYACIMIENTO

III.I EXPANSIN DE LA ROCA Y LOS LQUIDOS 85III.II EMPUJE DE GAS DISUELTO LIBERADO 86III.III EMPUJE POR GAS LIBRE (CASQUETE) 87III.IV EMPUJE POR ENTRADA DE AGUA 90III.V SEGREGACIN GRAVITACIONAL 93III.VI OTROS TIPOS DE EMPUJE, INCLUYENDO COMBINACIN

DE MECANISMOS 94

IV APLICACIN DE LA ECUACIN DE BALANCE DE MATERIA ENSUS DIFERENTES FORMAS

IV.I CONCEPTOS BSICOS DE BALANCE VOLUMTRICO DE FLUIDOS

PRODUCIDOS DE UN YACIMIENTO 97IV.II DESARROLLO DE LA ECUACIN DE BALANCE DE MATERIA 101IV.III APLICACIONES DE LA ECUACIN DE BALANCE DE MATERIA

PARA YACIMIENTOS 119


4/211

V EVALUACIN DE LA ENTRADA DE AGUA EN LOS YACIMIENTOSV.I CLASIFICACIN DE LOS ACUFEROS 136V.II DETERMINACIN DE LA ENTRADA ACUMULATIVA DE AGUA

EN EL YACIMIENTO 140V.III EVALUACIN DEL EMPUJE HIDRULICO 140V.IV DETERMINACIN DE LA ECUACIN QUE REPRESENTA LA ENTRADA

DE AGUA EN EL YACIMIENTO 142

VI PREDICCIN DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCINVI.I PREDICCIN DEL COMPORTAMIENTO DE BALANCE DE MATERIA

PARA YACIMIENTOS 155

CONCLUSIONES 193

APNDICE 195

BIBLIOGRAFA


5/211

INTRODUCCIN

El objetivo de este trabajo es que sea una herramienta til para todos los alumnos que consulten estetexto.

La idea de la realizacin de este trabajo ha nacido a partir de los cambios de planes de estudio de lacarrera de Ingeniera Petrolera, el anterior plan de estudios experiment diversas modificaciones comouna respuesta de la necesidad de formar profesionales de alto nivel en esta rea.

Este trabajo se enfoca principalmente al contenido de las asignaturas de Principios de Mecnica deYacimientos y de Comportamiento de Yacimientos, materias que se contemplan en el plan anterior. Elnuevo plan de estudios que se ha puesto en marcha a partir del semestre 2006-1 conjunta ambasmaterias en una sola asignatura llamada Comportamiento de Yacimientos, cuando se revisaron losplanes de estudio se concluy que era conveniente formar una sola materia con lo cual se mejorar laeficiencia del aprendizaje por parte del alumno, dado que no habra la necesidad de repetir temas oconceptos vistos en la primer asignatura. Por otro lado, se concluy la conveniencia de que esosconceptos bsicos fueran fundamentados y establecidos en forma integral llevndolos hasta elcomportamiento de los yacimientos en su etapa primaria de explotacin.

Al realizar cada tema expuesto, se ha tenido el cuidado de dar un seguimiento coherente sin perder devista los objetivos y temas del programa de la materia de Comportamiento de Yacimientos.

El presente trabajo se ha realizado con la intencin de facilitar al alumno el razonamiento de losconceptos y definiciones, por lo que se han buscado textos donde los autores hacen un manejo msexplicito de la informacin que se ha requerido para la elaboracin de este trabajo. En algunos casos secitan ejemplos para facilitar la explicacin de los pasos que se tienen que seguir para llegar a la solucinde los problemas, el trabajo se realizo a partir de la necesidad de tener un texto que permita conocer lasdefiniciones y conceptos, en una forma clara, sencilla y objetiva, donde se describe paso a paso losprocedimientos que se tienen que realizar para obtener una ecuacin general o para llegar a lassoluciones de los problemas que se presenten. El mismo tratamiento ha recibido cada una de las figurasque se exponen, ya que se han sufrido pequeas modificaciones de cmo eran originalmente, con lafinalidad de ampliar la visin de los conceptos expuestos.

Es importante mencionar que a pesar de que en la actualidad se cuenta con tecnologa de punta dentrode la industria petrolera, no se deben de hacer a un lado los mtodos que se han aplicado durante aos,en este trabajo se muestran los mtodos tradicionales, un claro ejemplo es al establecer mtodosbsicos para la determinacin del volumen original de hidrocarburos, partiendo de los mtodosvolumtricos, los cuales toman gran importancia en los yacimientos recin descubiertos, a pesar de quelos clculos obtenidos no sean de gran precisin, aportan resultados de gran utilidad ya que sirven parala toma de decisiones de la planeacin del desarrollo de ese nuevo yacimiento. El esperar a explotar elyacimiento ms tiempo para aplicar otras tcnicas de clculo (Ecuacin de Balance de Materia) podragenerar un alto costo de oportunidad por no haber invertido a tiempo en la infraestructura requerida, lacual depender de los volmenes de hidrocarburos que se estimen producir.

A pesar de contar con los simuladores ms modernos que nos permiten conocer el volumen de

hidrocarburos contenidos en un yacimiento y que facilitan la solucin de problemas en la ingeniera deyacimientos, sigue siendo fundamental para el ingeniero petrolero saber desarrollar y aplicar la ecuacinde balance de materia en sus diferentes formas, ya que dependiendo de la cantidad de datos y del tipode informacin con la que se cuente, el ingeniero de yacimientos decidir que mtodo aplicara para laobtencin de resultados ms confiables.

1


6/211

C A P I T U L O I

MARCO TERICO

El propsito de este captulo es presentar el significado de los trminos empleados, la variacin de losyacimientos con respecto a los diferentes factores que lo integran, exponer mtodos para el clculo delvolumen de hidrocarburos, a fin de conocer mejor el funcionamiento del yacimiento y a la vez larecuperacin de petrleo y gas. La clasificacin de los yacimientos se basa en las variaciones de lamineraloga de las rocas de acumulacin. Estas variaciones tienen a la vez, un efecto importante en elmecanismo del funcionamiento durante la vida del yacimiento, por lo que es importante que el ingeniero

petrolero conozca las propiedades de las rocas, as como tambin las caractersticas qumicas y fsicasde los fluidos del yacimiento; adems es necesario que el ingeniero petrolero pueda entender ypronosticar el funcionamiento de la fase fluida en el yacimiento, las predicciones sobre elfuncionamiento del yacimiento requiere de un conocimiento fidedigno de la cantidad original del petrleoque se encuentra en el yacimiento.

I.I DEFINICIONESEl propsito de la Ingeniera de Yacimientos es establecer un proyecto de desarrollo que optimice larecuperacin de los hidrocarburos, es por tal motivo que se debe de conocer el funcionamiento de cadauna de las partes que integran a un yacimiento de hidrocarburos, as como sus propiedades, conceptos,diferencias y mtodos existentes, al mismo tiempo es sumamente importante considerar la parte

econmica, la parte de seguridad y proteccin ambiental para pronosticar satisfactoriamente elcomportamiento del yacimiento.

YACIMIENTOSe entiende por yacimiento a la porcin de una trampa geolgica que contiene hidrocarburos, la cual secomporta como un sistema intercomunicado hidrulicamente. Los hidrocarburos ocupan los poros o loshuecos de la roca almacenadora y estn a presin y temperatura elevada, como consecuencia de laprofundidad a que se encuentra localizado el yacimiento.

ACUFEROEn el subsuelo el agua se encuentra distribuida en dos grandes zonas: la de areacin y la de saturacincomo se muestra en la figura 1.

La zona de saturacin tiene como lmite superior al nivel fretico o superficie fretica, la cual es definidapor el agua que se encuentra a la presin atmosfrica. Todos los estratos situados abajo del nivelfretico se encuentran totalmente saturados. Se llaman acuferos a aquellos estratos, dentro de estazona, que pueden proporcionar agua en una cantidad aprovechable. Desde luego, el trmino acuferoes muy relativo, pues depende de las condiciones existentes en cada zona: en una zona rida donde

- 3 -


7/211

CONCEPTOS BSICOS DEL COMPORTAMIENTO DE YACIMIENTOS

sea difcil la obtencin de agua subterrnea, una formacin que proporcione unos cuantos litros porsegundo puede considerarse un acufero.Quiz los acuferos ms efectivos sean las arenas y la grava sin consolidar, la arenisca y algunascalizas, mientras que las arcillas, las lutitas y la mayora de las rocas metamrficas y las rocas gneascristalinas son generalmente acuferos pobres.

Figura 1. Distribucin de agua en el subsuelo

ACUFERO LIMITADO: En un acufero limitado las formaciones que se encuentran en la parte superiore inferior de ste, son formaciones relativamente impermeables, que slo contienen agua a una presinmayor que la atmosfrica y se le da el nombre de acuferos confinados.

ACUFERO SEMICONFINADO: Si un acufero est limitado por formaciones a travs de las cualespuede recibir o ceder volmenes significativos (comparables con los que circulan por el acufero), se lellama acufero semiconfinado o leaky.

ACUFERO LIBRE: Cuando un acufero tiene como lmite superior el nivel fretico, se le da el nombrede acufero libre o fretico. Los acuferos confinados y semiconfinados pueden transformarse en libres,cuando la superficie piezomtrica desciende bajo el techo del acufero.

- 4 -


8/211

MARCO TEORICO

SUPERFICIE PIEZOMTRICA: Los pozos que penetran en acuferos confinados o semiconfinados, elnivel de agua asciende arriba del techo del acufero, alcanzando, en ocasiones, la superficie del terreno.La superficie imaginaria definida por los niveles del agua en los pozos que penetran este tipo deacuferos, recibe el nombre de superficie piezomtrica, sus variaciones corresponden a cambios en lapresin del agua del acufero y puede encontrarse en un punto dado, ya sea arriba o abajo del nivelfretico.

Figura 2. Representacin de los diferentes tipos de acuferos

POROSIDAD ()Es uno de los parmetros de la roca ms importantes. Esto es debido a que da una idea de lacapacidad de almacenamiento que puede tener la roca para contener hidrocarburos.

La porosidad es un espacio disponible en la roca, sirviendo como receptculo para los fluidos presentesen ella, por lo tanto la porosidad se puede definir como la relacin del espacio vaco en la roca conrespecto al volumen total de ella. Esto es que un volumen de roca, est formado por un volumen dehuecos o poros y un volumen de slidos; matemticamente se expresa como:

spr VVV += (1-1)

por lo que:Vr= Volumen de roca.Vp = Volumen de poros.Vs = Volumen de slidos.

Si el volumen de poros se relaciona al volumen de roca, se obtiene la porosidad, y sta se representaen fraccin o en porciento:

- 5 -


9/211


r

p

V

V= (1-2)

o bien:

sp

p

VV

V

+= (1-3)

SATURACINLa saturacin de fluidos es otra propiedad importante en la Ingeniera de Yacimientos, dado que es unparmetro necesario para determinar la cantidad de hidrocarburos contenidos en la roca. Por ello esnecesario conocer los tipos y las cantidades de los fluidos que contiene el yacimiento, sean stos:aceite, gas y agua.

La saturacin es el volumen de un fluido que se encuentra adentro de los huecos de una roca, enrelacin con el volumen total de huecos o volumen de la roca almacenadora y se expresa en porcentajeo fraccin, matemticamente se representa de la siguiente forma:

p

ff V

VS = (1-4)

donde:Sf= Saturacin del fluido.

Vf= Volumen del fluido.Generalmente, en casi todas las formaciones productoras de hidrocarburos, en un principio, losespacios porosos estuvieron llenos de agua connata (nacido al mismo tiempo), son las aguas quequedaron atrapadas en los depsitos sedimentarios al tiempo de su formacin y han permanecido enellos desde entonces. Posteriormente, cuando se present la migracin de los hidrocarburos, esta aguaes desplazada por dichos hidrocarburos (aceite y gas), al quedar stos entrapados en la rocaalmacenadora. Realmente, el agua no es desplazada totalmente por los hidrocarburos, ya que siemprequeda algo de ella en la roca. As, se tiene ms de un fluido en el yacimiento. Refirindose a dos fluidos,por ejemplo agua y aceite, la saturacin en conjunto siempre debe dar 1 100% (Sw+So=1.0) y lomismo para tres fluidos, la sumatoria de las tres saturaciones debe de dar la unidad o el 100% (S=1).Si se tuviera un solo fluido en el medio poroso, entonces el volumen poroso ser igual al volumen defluido, esto es:

1==.Y.C@V

.Y.C@VS

p

ff (1-5)

para lo cual:[email protected]. = Volumen del fluido a condiciones de [email protected]. = Volumen de poros a condiciones de yacimiento.

- 6 -


10/211

MARCO TEORICO

Figura 3. Representacin de la saturacin de los fluidos en el poro

Entonces, en una formacin donde la saturacin de agua es inferior al 100%, es decir que S w < 1, ysuponiendo que se tienen dos fluidos en el sistema (agua y aceite), implicara una saturacin de

hidrocarburos igual a un 100% menos la saturacin del agua contenida en el sistema ( )wo SS =1 .Para un sistema de tres fluidos contenidos en el yacimiento, se expresara de igual manera, aadiendosolamente el otro trmino, o sea la saturacin del gas.

As, se tiene que para los diferentes fluidos en el yacimiento, la saturacin ser:

.Y.C@V

.Y.C@VS

p

oo = (1-6)

- 7 -


11/211


.Y.C@V

.Y.C@VS

p

gg = (1-7)

.Y.C@V

.Y.C@V

S p

w

w = (1-8)

tal que:

wgo SSS ++=1 (1-9)

por lo tanto:So = Saturacin de [email protected]. = Volumen de aceite a condiciones de yacimiento.

Sg = Saturacin de [email protected]. = Volumen de gas a condiciones de yacimiento.Sw = Saturacin de [email protected]. = Volumen de agua a condiciones de yacimiento.

PERMEABILIDADLa permeabilidad es uno de los parmetros de las rocas que ms frecuentemente se determinan,aunque es muy importante saber la cantidad de hidrocarburos que contiene el yacimiento, as comotambin es esencial saber la facilidad con la que fluirn a travs del sistema poroso al pozo.

LA PERMEABILIDAD (K): Se puede definir como la facilidad que tiene una roca para permitir el paso defluidos a travs de ella. As, el grado de permeabilidad de una roca estar definido de acuerdo con lafacilidad que presente para el paso de fluidos por medio de ella.

El primero en estudiar este concepto fue Henry Darcy (1856) al investigar el flujo de agua a travs defiltros de arena para la purificacin de agua. Estableci una relacin para el flujo de fluidos en un medioporoso y sus estudios fueron retomados, aplicndose en el desarrollo de varias industrias, como lapetrolera.Darcy experiment con filtros de arena y encontr que el gasto a travs del empaque de arena eraproporcional a la carga hidrosttica del fluido (, g, h), ms una presin (P) ejercida sobre la superficielibre del lquido, que causa el movimiento del fluido en una longitud (L) dada, mediante una seccintransversal de rea (A) perpendicular a la direccin de flujo donde esta rea es un rea aparente ya queconsidera todo y solo se fluye a travs del espacio poroso. La constante de proporcionalidad (K) es la

permeabilidad.

La forma elemental de la ecuacin de Darcy es:

( )L

ghPKAq

+= (1-10)

- 8 -


12/211

MARCO TEORICO

donde h es la altura medida sobre un nivel constante de referencia, es la densidad del fluido y g es laaceleracin de la gravedad. Darcy slo consider agua, no pudiendo as aplicarse de forma general aotros campos relacionados con el flujo de fluidos. Investigaciones posteriores ya consideran otrosfluidos tomando en cuenta el efecto de la viscosidad (). Al introducir este trmino se observa que esinversamente proporcional al gasto del fluido. Por lo que la ecuacin de Darcy adquiere una forma msgeneral:

( )L

ghPkAq

+= (1-11)

Ahora, si L se mide en una cierta direccin y el ngulo de buzamiento con la horizontal es , entoncesh=L(sen) y la ecuacin queda de la siguiente manera:

+

=

gsenL

pkAq (1-12)

donde p/L es el gradiente de presin en la direccin de flujo por lo que a se le considera positivocuando el flujo es buzamiento arriba o negativo cuando es buzamiento abajo. En esta ecuacin de flujo,la velocidad que se obtiene al dividir al gasto por el rea, no es la velocidad real, es slo aparente, yaque no toda la seccin del rea transversal est disponible para el flujo del fluido. Ahora si se quiereestimar la velocidad del flujo real en el medio poroso, se tendr que dividir entre la porosidad.

Figura 4. Esquema del experimento de Darcy

- 9 -


13/211


DENSIDAD ()La densidad de los fluidos producidos por el yacimiento, depende fundamentalmente de sucomposicin.La densidad se define como la masa por unidad de volumen de la sustancia a una temperaturaespecifica.

TVolumen

Masa

= (1-13)

VISCOSIDAD ()Es una magnitud fsica que mide la resistencia interna de un fluido que cambia su estado demovimiento, debido a la friccin de sus molculas al deslizarse con respecto a otras.

PROPIEDADES DE LA ROCAUna roca sedimentaria constituye un yacimiento de hidrocarburos explotable comercialmente cuandopresenta dos propiedades. La primera es la capacidad para acumular y almacenar fluidos definida comoporosidad, y la segunda propiedad es la capacidad para permitir que se muevan los fluidos a travs deella y que es definida como permeabilidad.Una vez que se ha definido el trmino de porosidad, es importante sealar que no todos los poros deuna roca estn siempre comunicados entre ellos, en ocasiones, algunos poros estn aislados; por loque la porosidad de la roca suele clasificarse en:

POROSIDAD PRIMARIA: Se refiere a aquella adquirida al tiempo de depsito y litificacin del material,es decir, en la diagnesis. Esto es, a los espacios vacos que quedan entre los granos y fragmentosminerales en la roca. A esta porosidad tambin se le conoce con los nombres de porosidad original,intergranular o de matriz.

POROSIDAD SECUNDARIA: Es aquella que adquiere la roca una vez que han actuado en ella ciertosprocesos geolgicos (mecnicos) o fenmenos qumicos. stos pueden actuar por separado o enconjunto, asumindose que ha sido posterior a la litificacin de la roca misma. Tambin se le llega allamar porosidad inducida.

POROSIDAD ABSOLUTA (a): Es la relacin entre el volumen total de poros (comunicados y nocomunicados) y el volumen de roca, matemticamente se expresa como:

r

pncpc

a V

VV +

= (1-14)

de tal manera que:a = Porosidad absoluta.Vr= Volumen de roca.Vpc = Volumen de poros comunicados.Vpnc = Volumen de poros no comunicados o aislados.

- 10 -


14/211

MARCO TEORICO

POROSIDAD EFECTIVA (e): Se define como el porcentaje del espacio poroso interconectado conrelacin al volumen total de roca. Esta porosidad es la de inters para la industria petrolera y se expresacomo:

r

pc

e V

V= (1-15)

Figura 5. Porosidad total, efectiva y no efectiva

La permeabilidad (K) como los otros parmetros vistos puede ser clasificada de acuerdo con elcontenido de fluidos en la roca y tambin por la forma de flujo que se tiene.

PERMEABILIDAD ABSOLUTA (Ka): Es aquella en la cual slo se considera un fluido mojante presenteen el medio poroso saturndolo al 100%. Esto es, si se tiene un solo fluido homogneo en el medioporoso, entonces la permeabilidad que se tiene no variar considerando que el fluido no reaccione conel medio, esta propiedad es propia del sistema y ser la misma, no importando el fluido, el fluido nodebe reaccionar con la roca.

PERMEABILIDAD EFECTIVA (Ke): Se considera que en el medio poroso se tiene presente ms de unfluido, es decir, dos fases por lo menos en el sistema. Entonces se dice que la permeabilidad efectiva esla permeabilidad a un fluido en particular, ya sea este aceite, gas o agua. Se dice tambin que lapermeabilidad efectiva a un fluido es la conductividad del medio poroso a ste, cuando existe una ciertasaturacin del medio, menor de 100%, de dicho fluido. Esta permeabilidad, no slo depende de la roca,sino tambin de las cantidades y propiedades de los fluidos presentes en ella. Estas permeabilidades

cambiarn en funcin de la variacin de las saturaciones que tengan. Se ha encontrado que: 0 Kef K.

PERMEABILIDAD RELATIVA (Kr): Es la relacin de la permeabilidad efectiva de cualquier fluido (aceite,gas o agua) con respecto a la permeabilidad absoluta (Kr=Kef/Ka). Se expresa en fraccin ya que nuncaes mayor a uno (0 Kr 1). Esta permeabilidad, en otras palabras, indica la facilidad de flujo de unfluido a travs de la roca, en presencia de otro u otros fluidos comparados con la facilidad de flujo quese tendra si nicamente fluyera un fluido.

- 11 -


15/211


COMPRESIBILIDAD DE LA FORMACIN (Cf): La presin geosttica tiende a comprimir el yacimiento.Est balanceada por la resistencia de la roca y la presin de los fluidos en el espacio poroso. Al avanzarla produccin de aceite y gas, la presin en el espacio poroso disminuye. En consecuencia el volumende poros del yacimiento disminuye levemente. Se define como compresibilidad de la formacin alcambio de volumen de poros, con respecto a la presin de los fluidos contenidos en dicho volumen deporos, matemticamente se representa como:

P

V

VC p

pf

=

1(1-16)

de donde:Cf= Es la compresibilidad de la formacin.Vp = Volumen de poros.

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOSLas propiedades de los fluidos son parmetros que caracterizan a un fluido y lo hacen diferente de otro.En la industria petrolera los fluidos que se manejan son aceite, gas y agua.

COMPOSICIN DEL FLUIDO: La composicin est referida a cada uno de los compuestos que formanla mezcla del fluido, desde los hidrocarburos como el metano, etano, propano, butano, etc.y los no hidrocarburos que son las impurezas tales como el nitrgeno, oxigeno, helio, bixido decarbono, cido sulfhdrico, etc.

DENSIDAD DEL ACEITE (o) : Es la relacin de la masa de aceite ms su gas disuelto entre su

volumen. La densidad vara con la temperatura y presin.

( )( )

++

==3cm

gr;

.disgasaceiteV

.disgasaceitem

[email protected]

.Y.C@Masa

aceite

aceiteo (1-

17)

DENSIDAD RELATIVA ( )r

: La densidad relativa o gravedad especfica de una sustancia es el

cociente de la densidad de sta con la densidad de otra sustancia que se usa como patrn.

El patrn debe de cumplir con las siguientes caractersticas, debe tener universalidad, debe serabundante y barato.

Para el caso de los lquidos la sustancia que se utilizara como patrn es el agua, a 4C y 1 atmsfera depresin y para los gases se utilizar el aire a las mismas condiciones.

=

3

3

ML

ML;

patrn

oro

[adimensional] (1-18)

- 12 -


16/211

MARCO TEORICO

En la industria petrolera es muy comn utilizar el trmino de gradosAPI que es la escala utilizada por elInstituto Americano del Petrleo para expresar la gravedad especfica de los aceites y se utiliza laecuacin siguiente:

51315141

..

APIr

= (1-19)

VISCOSIDAD DEL ACEITE (O

) : La viscosidad es la propiedad de resistencia al esfuerzo cortante.Adems, la viscosidad puede ser vista como la resistencia interna de un fluido a fluir y por lo tanto,depende en gran medida de la densidad y la composicin. Usualmente el lquido pesado tiene unamayor viscosidad que un lquido ligero. La unidad de medida de la viscosidad normalmente referidacomo viscosidad dinmica es el centipoise o poise.

= ; [cp] (1-20)

por lo que: = Es la viscosidad dinmica o absoluta. = Viscosidad cinemtica. = Densidad del fluido.

COMPRESIBILIDAD (C): Es el cambio en volumen que experimenta un volumen unitario, cuando stesufre un cambio de presin a una temperatura constante.

=

2

11

cm/Kg

;

P

V

V

CT

(1-21)

COMPRESIBILIDAD DEL GAS (Cg): Se define como el cambio de volumen del gas debido al cambio depresin a una temperatura constante. Recordando la ecuacin de estado del gas ideal, tenemos:

nzRTPV = (1-22)

para lo cual:n = m/M, es el nmero de veces que la masa caracterstica M est contenida en la masa m.R = Constante universal para todos los gases.

z = Factor de desviacin del comportamiento ideal del gas.

Despejando V de la ecuacin (1-22), se tiene la siguiente ecuacin:

P

nzRTV = (1-23)

- 13 -


17/211


En un proceso isotrmico, T es cte. n = cte y R = cte.Diferenciando:

( )2

1

P

znRT

P

ZnRT

PP

V

=

(1-24)

Multiplicando el primer trmino del segundo miembro porz

z,

=

PP

znRT

P

z

zP

znRT

P

V 11(1-25)

Como V =

P

nzRT, se sustituye y se obtiene la siguiente ecuacin:

P

V

P

Z

z

V

P

V

=

(1-26)

Se dividen ambos miembros entre (-V).

=

VPV

P

Z

z

V

VP

V

V

111(1-27)

Simplificando:

PP

Z

zP

V

V

111+

=

(1-28)

ComoP

Z

zPC

P

V

VC gg

=

=111

(1-29)

La ecuacin (1-29) representa la compresibilidad para un gas real, en el caso de los gases ideales setiene que:

0=p

z, con lo que se obtiene la ecuacin de la compresibilidad del gas ideal:

- 14 -


18/211

MARCO TEORICO

PCg

1= (1-30)

COMPRESIBILIDAD DEL ACEITE (Co): Es el cambio de volumen que experimenta un volumen unitariode aceite, cuando ste sufre un cambio de presin a una temperatura constante.

=

2

11

cm

Kg;

P

V

VC

T

o

oo (1-31)

RELACIN GAS DISUELTO EN EL ACEITE (Rs): La relacin gas disuelto en el aceite o relacin desolubilidad, Rs es definida como el volumen de gas disuelto en el aceite a ciertas condiciones de presiny temperatura del yacimiento, por cada unidad de volumen de aceite, medido ambos volmenes acondiciones base. Este factor es slo para yacimientos de aceite y su gas disuelto.

=

3

3

m

m;

.S.C@aceitedeVolumen

[email protected]@gasdeVolumenRs (1-32)

Es importante sealar que este factor no es adimensional ya que los volmenes estn medidos adiferentes condiciones.

RELACIN GAS-ACEITE (R): La relacin gas-aceite, son los metros cbicos de gas producidos (el cual

considera gas disuelto y gas libre en el yacimiento) por cada metro cbico de aceite producido, medidosambos volmenes a condiciones estndar. Las condiciones de separacin como presin, temperatura ynmero de etapas, afectan el valor de dicha relacin.

=

3

3

m

m;


.S.C@producidogasdeVolumenR (1-33)

FACTOR DE VOLUMEN DEL ACEITE (BO): El factor de volumen del aceite se define como el volumende aceite del yacimiento requerido para producir un metro cbico de aceite en el tanque dealmacenamiento. El aceite del yacimiento incluye el gas disuelto.

=

3

3

m

m;


.Y.C@disueltogasyaceitedeVolumenBo (1-34)

- 15 -


19/211


FACTOR DE VOLUMEN DEL GAS (Bg): El factor de volumen del gas, es definido como el volumen degas medido a condiciones de yacimiento entre el volumen de ese mismo gas medido a condicionesestndar.

= 3

3

m

m

;S.C@gasdeVolumen

.Y.C@gasdeVolumen

Bg (1-35)

FACTOR DE VOLUMEN TOTAL (Bt): El factor de volumen total o de la fase mixta, se refiere al volumende aceite en el yacimiento con su gas disuelto ms el volumen de gas liberado entre el volumen deaceite en la superficie. Solo para yacimientos de aceite y gas disuelto liberado.

=

3

3

m

m;


Y.C@fluidoslosporocupadototalVolumenBt (1-36)

PRESIN DE BURBUJEO (Pb): La presin de burbujeo es la presin a la cual la primera burbuja de gasaparece cuando disminuye la presin en el aceite bajosaturado. Tambin es llamada presin desaturacin, debido a que una ligera disminucin de dicha presin provoca que el aceite libere el gasdisuelto que contiene.

PRESIN DE ROCO (Pr): La presin de roco es la presin a la cual la primera gota de lquido aparececuando disminuye la presin en el gas bajosaturado.

Figura 6. Proceso de separacin Flash en forma esquemtica en aceite y gas

- 16 -


20/211

MARCO TEORICO

La figura 6, representa la simulacin en el laboratorio de una etapa de agotamiento de la presin atemperatura del yacimiento, donde la composicin se considera constante y se realiza mediante laprueba denominada separacin a composicin constante o separacin flash. Este proceso consiste enexpander isotrmicamente una parte de la muestra representativa de los fluidos previamente transferidaa una celda de anlisis PVT que se mantiene a la temperatura del yacimiento constante. Despus decada decremento de presin se permite que el sistema alcance condiciones de equilibriotermodinmico, antes de registrar los cambios volumtricos que haya experimentado; la prueba terminacuando se alcanza la presin de saturacin, o bien, puede continuarse a presiones menores.

Las caractersticas que se obtienen son el volumen de las fases en funcin de la presin, quegeneralmente se reporta como volumen relativo, usando el volumen del fluido en el punto de saturacincomo el de referencia y la presin de burbujeo para los casos de aceite y la presin de roco para gas ycondensado, tambin se obtiene la compresibilidad de los fluidos originales del yacimiento en etapa debajosaturado.

CORRELACIONES PARA PROPIEDADES VOLUMTRICASAl realizar el estudio de los yacimientos, con frecuencia sucede que no se tienen todos los datosnecesarios, ya que algunas veces hace falta informacin; ante este problema, frecuentemente se

recurre a las correlaciones, las cuales pueden ser grficas, tablas, ecuaciones, etc., las correlaciones sehan desarrollado a partir de informacin obtenida de mediciones de laboratorio, observaciones decampo o cualquier otro medio. Algunas otras se ha conseguido de un gran nmero de muestras o deobservaciones. Como las correlaciones se generaron de casos particulares, es por eso que solo sepueden tener aproximaciones de la informacin faltante, las cuales a pesar de ser razonables en la granmayora de los casos, deben ser usadas con precausin.

CORRELACIN DE STANDINGStanding (1947) present una correlacin grfica para estimar el factor de volumen de aceite de laformacin a partir de la relacin de solubilidad del gas, densidad relativa del gas, densidad relativa delaceite y temperatura del yacimiento. Esta correlacin grfica fue obtenida al examinar un total de 105puntos de datos experimentales en 22 sistemas diferentes de hidrocarburos de California. Para esta

correlacin se tiene un margen de error del 1.2 %.

Standing (1981) demostr que el factor de volumen del aceite de formacin puede ser expresado msconvenientemente en una forma matemtica por la ecuacin siguiente:

( )

2150

460251000120097590

..

o

gso T.R..B

+

+= (1-

37)

por lo que:T = Temperatura, [R]o = Densidad relativa del aceite en el tanque de almacenamiento.g = Densidad relativa del gas en solucin.

CORRELACIN DE VZQUEZ Y BEGGSVzquez y Beggs (1980) desarrollaron una relacin para determinar Bo como una funcin de Rs, o, g, yT. La correlacin fue basada en 6,000 mediciones de Bo a varias presiones. Usando la tcnica de

- 17 -


21/211


anlisis de regresin, Vzquez y Beggs establecieron la siguiente ecuacin para reproducir en mejorforma los datos medidos:

( ) [ sgs

so RCCAPI

TRC.B 321 52001 +

++= ] (1-38)

para lo cual:Rs = Relacin de solubilidad.gs = Densidad especifica del gas como se define a continuacin:

( )( )( )

+=

71144601091251 5

.

PlogTAPI.

sepsepggs (1-39)

donde:gs = densidad relativa del gas referida a la presin de separacin.g Densidad relativa del gas a las condiciones actuales de separacin.Psep = Presin de separacin actual.Tsep = Temperatura de separacin actual.La ecuacin de factor de volumen de aceite es valuada para los valores de los siguientes coeficientes:

COEFICIENTES API 30 API > 30C1 4.677x10

-4 4.670x10-4

C2 1.751x10-5 1.100x10-5

C3 -1.811x10-8 1.337x10-9

TABLA 1

Vzquez y Beggs reportaron un error promedio de 4.7% para la correlacin propuesta.

CORRELACIN DE GLASSOGlasso (1980) propuso la siguiente expresin para calcular el factor de volumen de aceite de formacin:

(1-40)Ao .B 1001 +=

por lo que:

( )2276830913292585116 *ob*ob Blog.Blog..A += (1-41)

B*ob es un nmero de correlacin y es definido por la siguiente ecuacin:

- 18 -


22/211

MARCO TEORICO

( 46096805260

+

= T.RB

.

o

gs

*ob ) (1-42)

dado que:

o =Densidad relativa del aceite a condiciones de tanque.

Esta correlacin presenta un error promedio de 0.43% con una desviacin estndar de 2.18% conrespecto a los fluidos con los que fue desarrollada.

Sutton y Farshad (1984) concluyeron que la correlacin de Glasso ofrece mejor exactitud cuando secompara con la correlacin de Standing y Vzquez- Beggs. En general, la correlacin de Glasso predicede mejor forma el factor de volumen de formacin. La expresin de Standing tiende a sobrevalorar elfactor de volumen de formacin del aceite mayor que 1.2. La correlacin tpica de Vzquez-Beggs sobrevalora el factor de volumen del aceite.

CORRELACIN DE MARHOUN

Marhoun (1988) desarroll una correlacin para determinar el factor de volumen de formacin del aceitecomo una funcin de la solubilidad del gas, densidad relativa del aceite en el tanque dealmacenamiento, densidad relativa del gas y la temperatura. La ecuacin emprica fue desarrollada parael uso de la regresin mltiple no lineal en 160 datos experimentales. Los datos experimentales fueronobtenidos de 69 muestras de aceite del Medio Oriente. Los autores propusieron la siguiente expresin:

(1-43)2523 1031809901018259401086296304970690 F.F.T..Bo +++=

Con el parmetro de la correlacin F como es definido en la siguiente ecuacin:

(1-44)cobg

asRF =

Los coeficientes a, b y c tienen los siguientes valores:a = 0.742390b = 0.323294c = -1.202040Donde T es a temperatura del sistema en R.

CORRELACIN DE PETROSKY-FARSHAD.Petrosky y Farshad (1993) propusieron una nueva expresin para estimar Bo. La relacin propuesta es

similar a la ecuacin desarrollada por Standing; sin embargo, la ecuacin introduce tres parmetrospropios adicionales para aumentar la exactitud de la correlacin.Los autores utilizaron un modelo de regresin no lineal conteniendo aceite crudo en el experimento paraun sistema de hidrocarburos producidos en el Golfo de Mxico. Su correlacin tiene la siguiente forma:

- 19 -


23/211


( )

09363

5371062650

29140373805 460246260102046701131

.

..

o

.g.

so T.R..B

+

+= (1-45)

donde:T = Temperatura; [R].o = Densidad relativa del aceite.

I.II CLASIFICACIN DE LOS YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS Y LOSACUFEROS

Los yacimientos de hidrocarburos, se agruparon considerando diversos factores, por lo que surgieronlas siguientes clasificaciones:

DE ACUERDO CON LOS TERRENOS SEDIMENTARIOS1) En superficie, son los indicios superficiales, fuentes de petrleo y gas, acumulaciones de productoslibres (chapopoteras), o impregnaciones en formaciones porosas (arenas y areniscas bituminosas).

2) En yacimientos, localizados ms o menos profundamente bajo la superficie del suelo. La profundidadmedia de los yacimientos explotados actualmente, se sita por debajo de los 2,000 m.

DE ACUERDO CON EL TIPO DE ROCA ALMACENADORASe considera como roca almacenadora aquella que es capaz de almacenar a los hidrocarburos,generalmente tiene una extensin geogrfica mayor que la de los yacimientos, debido a que stos estnrestringidos a la trampa. En la parte externa de las reas productoras, las rocas almacenadoras estncasi siempre llenas de agua.

Las principales propiedades que debe poseer una roca para constituirse como roca almacenadora, sonla porosidad que condiciona; adems de otros factores independientes de la litologa (temperatura,presin del yacimiento, saturacin relativa de hidrocarburos y agua), el volumen de petrleo o gas en laroca, y la permeabilidad de la que depende el movimiento de los fluidos en el interior de la roca.

ROCAS DETRTICAS, ARENAS Y ARENISCAS: Las rocas detrticas o clsticas, son resultado de laacumulacin de elementos arrancados a rocas preexistentes por la erosin, sedimentados otransportados a distancias variables por agentes diversos, cementados o no despus de sudepositacin. El conjunto de las rocas detrticas, las arenas y las areniscas, se definen por la posicinde sus granos en la escala de tamaos.

ROCAS CARBONATADAS-CALIZAS Y DOLOMIAS: Las rocas carbonatadas, comprenden todas lasrocas sedimentarias, constituidas en su mayor parte por minerales carbonatados, entre los cuales, losdos principales son la calcita y la doloma.

DE ACUERDO CON EL TIPO DE TRAMPAPor el tipo de trampa en que se almacenan los hidrocarburos, los yacimientos se clasifican en:

- 20 -


24/211

MARCO TEORICO

TRAMPAS DE TIPO ESTRUCTURAL: Son aquellas en las que los hidrocarburos se encuentranasociados a pliegues o fallas tales como los anticlinales y los sinclinales (simtricos y asimtricos).

TRAMPAS ESTRATIGRFICAS: Son diversas y dependen exclusivamente del carctersedimentolgico de las formaciones que las constituyen, un cambio lateral de arena a lutita forma unatrampa estratigrfica.

TRAMPAS COMBINADAS: Se refieren a las trampas en las que se conjugan aspectos estratigrficos ytectnicos. En estas trampas se da casi cualquier combinacin imaginable de estructura y estratigrafa.

TRAMPAS ASOCIADAS A INTRUSIONES GNEAS: Se conocen casos en los que una intrusin gnea(sill) hace las funciones de roca sello.

POR EL TIPO DE FLUIDO ALMACENADOTomando en cuenta las caractersticas de los fluidos producidos, se tienen yacimientos de aceite, aceite

ligero (voltil), gas seco, gas hmedo y de gas y condensado.

Las caractersticas de los fluidos producidos para delimitar un yacimiento dentro de la clasificacinanterior son las siguientes:

YACIMIENTO DE ACEITE: Producen un lquido negro o verde negruzco, con una densidad relativamayor de 0.800 y una relacin gas-aceite menor de 200 m3g/m

3o.

YACIMIENTO DE ACEITE VOLTIL: Produce un lquido caf oscuro, con una densidad relativa entre0.740 y 0.800 y con una relacin de gas-aceite entre 200 y 1,500 m3g/m

3o.

YACIMIENTO DE GAS Y CONDENSADO: Producen un lquido ligeramente caf o pajizo, con unadensidad relativa entre 0.740 y 0.780 y con relaciones de gas que varan de 1,500 a 12,000 m3g/m

3o.

YACIMIENTO DE GAS HMEDO: Producen un lquido transparente, con una densidad relativa menorde 0.740 y con relaciones gas-aceite entre 10,000 y 20,000 m3g/m

3o.

YACIMIENTOS DE GAS SECO: Producen un lquido ligero; transparente (si es que lo hay) y conrelaciones gas-aceite mayores de 20,000 m3g/m

3o.

CON BASE EN EL DIAGRAMA DE FASES

El comportamiento termodinmico de una mezcla natural de hidrocarburos se puede utilizar parapropsitos de clasificacin; tomando como base su diagrama de comportamiento de fases, el cual esuna grfica temperatura-presin, donde se presentan los siguientes elementos: la curva llamadaenvolvente de fases, que resulta de unir las curvas de puntos de burbuja y puntos de roco que exhibe lamezcla a diferentes temperaturas y presiones; curvas que se unen en el punto denominado puntocrtico, que son la temperatura y presin mximas, respectivamente, a las cuales la mezcla dehidrocarburos puede permanecer en dos fases en equilibrio como se muestra en la figura 7.

- 21 -


25/211


Figura 7.Diagrama de fases temperatura-presin

La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones, la primera, llamada regin de lquidos, estsituada fuera de la envolvente de fases y a la izquierda de la isoterma crtica, la segunda, llamadaregin de gases, se encuentra fuera de la envolvente de fases y a la derecha de la isoterma crtica, y laltima regin se encuentra encerrada por la envolvente de fases, que se conoce como regin de dosfases; en esta regin, se encuentran todas las combinaciones de presin y temperatura en que lamezcla de hidrocarburos puede permanecer en dos fases en equilibrio, existiendo dentro de ella, lasllamadas curvas de calidad, que indican el porcentaje del total de hidrocarburos que se encuentran enestado lquido. Todas estas curvas inciden en el punto crtico. Adems se distinguen, en el mismodiagrama, la cricondenterma y la cricondenbara.

YACIMIENTOS DE ACEITE Y GAS DISUELTO DE BAJO ENCOGIMIENTO: La figura 8, muestra laenvolvente de fases tpica de un yacimiento conocido como de aceite y gas disuelto de bajoencogimiento, tambin llamado de aceite negro. Sus lquidos son fluidos, cuyo contenido decomponentes intermedios, C3 a C6, es comparativamente bajo y alto en componentes pesados.

La temperatura del yacimiento es menor que la temperatura crtica de la mezcla de hidrocarburos; elpunto crtico, generalmente est situado a la derecha de la cricondenbara y las curvas de calidad secargan predominantemente hacia la lnea de puntos de roco.

- 22 -


26/211

MARCO TEORICO

Figura 8.Yacimiento de aceite y gas disuelto de bajo encogimiento

Si la presin en el yacimiento es mayor que la presin de burbuja de sus fluidos, a la temperatura delyacimiento, se dice que se trata de un yacimiento bajo saturado (capaz de disolver ms gas)representado en el punto 1. Al explotar este yacimiento la temperatura permanecer constante, no as lapresin que declinar hasta alcanzar la presin de burbujeo (punto 2), punto en el cual se inicia laliberacin de gas en el yacimiento, el cual aparecer en forma de burbujas. Esta liberacin de gascombinada con la extraccin del aceite, har que aumente constantemente la saturacin de gas, hastaque se abandone el yacimiento.

En este tipo de yacimientos al alcanzarse la presin de burbujeo (o de saturacin), comienza a variar lacomposicin de los fluidos producidos y por lo tanto cambiar el diagrama de fases de los hidrocarburosremanentes. El punto 3 es el fluido remanente en el yacimiento donde el 75% es lquido y el 25% esgas.

El punto en el que se tiene la presin y temperatura en el separador, indica que aproximadamente el85% del aceite producido es lquido, esto es un porcentaje promedio alto, de ah que este aceite esdenominado aceite de bajo encogimiento. Este tipo de yacimientos produce generalmente un lquidonegro o verde negrusco, con una densidad relativa mayor de 0.800 y una relacin gas-aceiteinstantnea menor de 200 m3/m3.

YACIMIENTO DE ACEITE Y GAS DISUELTO DE ALTO ENCOGIMIENTO: En la figura 9, se muestra eldiagrama de fase tpico de los yacimientos conocidos como aceite y gas disuelto de alto encogimiento ovoltil. En l se observa que la temperatura de la formacin almacenadora, es menor, pero cercana a la

- 23 -


27/211


temperatura crtica de la mezcla de hidrocarburos que contiene, su punto crtico se encuentra cerca dela cricondenbara y que las lneas de calidad estn relativamente separadas de la lnea de punto deroco, lo que indica un alto contenido de componentes intermedios.

Figura 9. Yacimiento de aceite y gas disuelto de alto encogimiento

La denominacin de voltiles se deriva de la caracterstica particular de que la temperatura delyacimiento es cercana a la temperatura crtica de la mezcla de hidrocarburos que contiene, lo que haceque el equilibrio de fases sea precario y que cambios de pequea magnitud en la presin o en latemperatura, produzcan modificaciones importantes en los volmenes de lquido y gas coexistentes. Esobvio, que para este tipo de yacimientos la proporcin de gases y lquidos en la produccin se verfuertemente influenciada por las condiciones de presin y temperatura de separacin, as como elnmero de etapas que se empleen, condiciones que se situarn siempre, en la regin de dos fases deldiagrama.

La lnea vertical indica la trayectoria tomada por la disminucin de la presin a temperatura constante,durante la produccin de este aceite. La lnea 1-2, tiene el mismo comportamiento que el yacimiento dela figura 8. En la figura 9 se nota que a medida que la presin disminuye por abajo de la curva deburbujeo, una gran cantidad de gas es liberado. En el tiempo en que la presin ha alcanzado el punto 3,el yacimiento contiene cerca del 40% de lquido y 60% de gas. A las condiciones del separador, se tieneque aproximadamente el 65% del aceite producido es lquido. La relacin gas-aceite que se obtiene deestos yacimientos estn entre 200 y 1,000 m3/m3, los lquidos en el tanque de almacenamientopresentan una coloracin ligeramente obscura, con una densidad entre 0.85 y 0.75 gr/cm3.

- 24 -


28/211

MARCO TEORICO

YACIMIENTOS DE GAS Y CONDENSADO: La figura 10 corresponde a la envolvente de fases de losfluidos de un yacimiento de gas y condensado; caso que se presenta cuando la temperatura delyacimiento cae entre la temperatura crtica y la cricondenterma de la mezcla de hidrocarburos. El puntocrtico generalmente cae a la izquierda de la cricondenbara y las lneas de calidad se carganpredominantemente hacia la lnea de puntos de burbuja. Si la presin del yacimiento es superior a lapresin de roco de la mezcla, los fluidos se encuentran inicialmente en estado gaseoso. Los fluidos quepenetran al pozo, en su camino hasta el tanque de almacenamiento, sufren una fuerte reduccin, tantoen temperatura, como en presin y penetran rpidamente en la regin de dos fases para llegar a lasuperficie con relaciones gas-aceite que varan, aproximadamente entre los 1,000 y 10,000 m3/m3.

Figura 10. Yacimiento de gas y condensado

Cuando en el yacimiento se produce una reduccin isotrmica de la presin y se cruza la presin deroco, se entra a la regin de dos fases, ocurriendo la llamada condensacin retrgrada de lasfracciones pesadas e intermedias, que se depositan como lquido en los poros de la roca; loshidrocarburos as depositados no logran fluir hacia los pozos, ya que raramente se alcanza la saturacincrtica de lquido. El efecto daino de permitir la condensacin retrgrada, tiene la agravante de que loque se deposita son las fracciones ms pesadas de la mezcla y, por lo tanto, no slo se pierde la partede mayor valor en el yacimiento, sino que el fluido que se contina extrayendo se empobrece en cuantoa su contenido de tales fracciones.

La presin en el punto 1, indica que el sistema se encuentra en la fase gaseosa y a medida que lapresin disminuye y alcanza la curva de roco, se comienza a formar el lquido. El punto 2 en el sistemaindica 5% de lquido y 95% de gas, a este fenmeno se le denomina condensacin retrograda. Al seguirbajando la presin del punto 2 al punto 3, la cantidad de lquido disminuye hasta desaparecer.

YACIMIENTOS DE GAS HUMEDO: El diagrama de fases correspondiente a un yacimiento de gashmedo se representa en la figura 11; en ella puede observarse que la temperatura del yacimiento esmayor que la cricondenterma de la mezcla, por tal razn nunca se tendrn dos fases en el yacimiento,

- 25 -


29/211


nicamente fase gaseosa. Cuando estos fluidos son llevados a la superficie entran en la regin de dosfases, generando relaciones gas-aceite que varan entre 10,000 y 20,000 m3/m3.

Figura 11.Yacimientos de gas hmedo

Un gas hmedo normalmente est compuesto de un porcentaje bajo de componentes pesados, en estecaso el fluido existe como un gas en toda la declinacin de la presin, ya que la temperatura delyacimiento excede a la cricondenterma. Aunque los fluidos remanentes en el yacimiento permanecen enla fase gaseosa, los fluidos producidos a travs de los pozos entrarn a la regin de dos fases, en virtudde la declinacin de la presin y temperatura en la tubera de produccin, como lo muestra la figura 11.

YACIMIENTOS DE GAS SECO: Un ltimo tipo de yacimiento, es el que se conoce como yacimiento degas seco, cuyo diagrama de fase se representa en la figura 12.

- 26 -


30/211

MARCO TEORICO

Figura 12.Yacimientos de gas seco.

Del punto 1 al punto 2 se muestra la declinacin en la presin del yacimiento a una temperaturaconstante, el punto de la presin y temperatura del separador, al punto 1, simula el cambio de lascondiciones del yacimiento a las condiciones del separador a medida que el fluido es producido.

Estos yacimientos contienen principalmente metano, con pequeas cantidades de etano, propano y mspesados. Ni a las condiciones de yacimiento, ni a las de la superficie se entra a la regin de dos fases,durante la explotacin del yacimiento, por lo que siempre se est en la regin de estado gaseoso.Tericamente, los yacimientos de gas seco no producen lquido en la superficie, sin embargo, la

diferencia entre un gas seco y un hmedo es arbitraria y generalmente un sistema de hidrocarburos queproduzca con relaciones gas-aceite mayor de 20,000 m3/m3, se considera gas seco.

POR EL TIPO DE EMPUJE PREDOMINANTELos yacimientos producen o se recuperan los fluidos contenidos en el yacimiento por la energa propiadel yacimiento, a este proceso de recuperacin se le nombra recuperacin primaria.

- 27 -


31/211


EMPUJE POR EXPANSIN DEL SISTEMA: Una de las recuperaciones que puede ocurrir en elyacimiento es por expansin del sistema roca-fluido. Los fluidos son movidos hacia los pozosproductores, debido a la expansin de la roca y los fluidos, esta expansin es causada por la cada depresin en el yacimiento que permite una baja compresibilidad en el sistema.

EMPUJE POR EXPANSIN DEL GAS DISUELTO LIBERADO: Por la presin que hay en el yacimiento,el gas disuelto en el aceite, es liberado al ir declinando la presin en el yacimiento.

EMPUJE POR EXPANSIN DEL CASQUETE DE GAS: Nuevamente la cada de presin es factorimportante para la produccin de los hidrocarburos contenidos en el yacimiento, debido a la expansindel gas que se encuentra en el casquete originalmente o el casquete puede formarse por laacumulacin de gas liberado por el aceite al abatirse la presin.

EMPUJE HIDRULICO: Los hidrocarburos son desplazados por la invasin de agua.

EMPUJE POR SEGREGACIN GRAVITACIONAL: La segregacin gravitacional significa que se

separan los fluidos contenidos en el yacimiento, debido a sus densidades, lo que significa la distribucindel gas, el aceite y el agua en el yacimiento debido a la densidad de cada uno de los fluidos.

EMPUJE COMBINADO: Cuando el yacimiento tienen algunas caractersticas de los empujesmencionados anteriormente, si existe algn empuje predominante se le pondr al empuje el nombre delempuje que predomina, pero si existen dos empujes que predominan en la produccin del hidrocarburo,entonces se le llamar empuje combinado.

CLASIFICACIN DE ACUFEROSEl agua, que se puede encontrar en todas las rocas porosas sola y acompaando al petrleo y el gas en

las acumulaciones de hidrocarburos, es el ms abundante de los fluidos de los yacimientos petrolferos.Todo yacimiento contiene una cierta saturacin de agua, por lo que es imposible separarcompletamente el estudio del agua subterrnea, del estudio de los hidrocarburos.

Como los yacimientos de petrleo contienen agua y petrleo en los espacios capilares de los poros lanaturaleza exacta de esta relacin es, sin embargo, compleja y depende de factores tales como la formageomtrica de los poros de la roca y las propiedades fsicas y qumicas de los fluidos.

En una roca almacenadora, el agua se presenta bajo dos formas principales: agua libre e intersticial.1. Agua libre: Es el agua que ocupa los poros de la roca-almacn, que no estn ocupados por

hidrocarburos. Se designan a veces con el nombre de agua de muro (bottom water o edgewater). Puede ponerse en movimiento muy fcilmente y moverse hacia los puntos de bajapresin, y en particular hacia los sondeos.

2. Agua intersticial: En el interior de un yacimiento, la totalidad de los poros, no estn ocupadospor hidrocarburos, queda siempre una cierta cantidad de agua, que no ha podido serdesplazada por la llegada del petrleo o gas. Se mantiene, en parte por las fuerzas decapilaridad, y en parte, en forma de agua adsorbida por ciertos minerales de la roca, enparticular los minerales arcillosos. Es el agua intersticial, y es su volumen el que se mide paravalorar la saturacin relativa en la roca almacn.

El agua intersticial, tapiza los poros de la roca-almacn, aislando a los hidrocarburos, de la materiamineral: slo existen contactos entre petrleo y agua, o bien entre gas y agua.

- 28 -


32/211

MARCO TEORICO

I.III CLASIFICACIN DE LAS RESERVASSe llama as al volumen de hidrocarburos, medido a condiciones estndar (presin = 14.7lb/pg 2 ytemperatura = 60F), que se puede producir econmicamente con cualquiera de los mtodos y sistemasde explotacin aplicables (recuperacin primaria, recuperacin secundaria, etc.) en el momento de suevaluacin.

La exactitud de las reservas depende de la calidad y la cantidad de los datos disponibles, su valor mscercano a la realidad se obtendr a medida que transcurra la vida productiva del yacimiento.

Cada ao, cada una de las empresas operadoras as como los pases productores actualizan susreservas de hidrocarburos de acuerdo con definiciones empleadas internacionalmente y aceptadas porla comunidad financiera. En el caso de las reservas probadas, las definiciones usadas corresponden alas emitidas por la Securities and Exchange Comisin (SEC). Para las reservas probables y posibles seaplican las definiciones de la Society of Petroleum Engineers (SPE), y de la American Association ofPetroleum Congresses (WPC).

Los esfuerzos de SPE/WPC en las definiciones propuestas, representan un cambio muy importante. Enfebrero de 1997 presentan las definiciones de reservas para la regularidad en la evaluacin de reservas.

Las estimaciones de las reservas generalmente sern revisadas conforme se disponga de informacin

adicional, geolgica y/o de ingeniera, y cuando existan cambios en las condiciones econmicas (preciodel petrleo, costo de operacin o costo del barril producido).

Las reservas son definidas como "Las cantidades de petrleo que son anticipadamente a serrecuperadas de yacimientos conocidos de una fecha en particular hacia adelante". Todos los clculosaproximados de reservas involucran la incertidumbre en diferentes grados. Evidentemente, el nivel de laincertidumbre depende de la cantidad de datos geolgicos y los creados en la poca en que el clculoaproximado es hecho y la interpretacin de estos datos.

Es de igual importancia la incertidumbre financiera, poltica y contractual, se debe considerar el clculoaproximado que refleja el futuro del desarrollo y de la produccin. Para complacer los niveles de laincertidumbre, las definiciones de SPE / WPC conservan las dos clasificaciones principales de reservas;como las probables y las reservas posibles, para denotar incrementar la incertidumbre tcnica y

financiera, o poltica.

- 29 -


33/211


RESERVAS ORIGINALES

(Recurso econmico)

Reservas Probadas Reservas noOriginales Probadas

Produccin Reservas Reservas Reservas

Acumulada Probadas Probables Posibles

Desarrolladas No Desarrolladas

Diagrama 1. Clasificacin de reservas

RESERVA ORIGINAL: Es aquel valor de reservas que se calcula al considerar los volmenes originalestanto de crudo, como los de gas y condensados, un factor de encogimiento y un factor de recuperacin.El factor de encogimiento se aplica para considerar los cambios experimentados por los hidrocarburosal pasar de las condiciones del yacimiento a las condiciones atmosfricas. El factor de recuperacinestima el volumen efectivo que puede ser extrado de acuerdo al tipo de yacimiento y la tecnologa quesea aplicada al momento de la explotacin. Tambin se puede decir que la reserva original es lafraccin del recurso que podr obtenerse al final de la explotacin del yacimiento.

RESERVAS PROBADAS: Son aquellos volmenes de hidrocarburos o sustancias asociadas, evaluadasa condiciones atmosfricas, las cuales por anlisis de datos geolgicos y de ingeniera, se estima conrazonable certidumbre, que sern comercialmente recuperables a partir de una fecha dada,provenientes de yacimientos conocidos y bajo las condiciones econmicas actuales, mtodosoperacionales y regulaciones gubernamentales. Dichos volmenes estn constituidos por la reserva

probada desarrollada y la reserva probada no desarrollada.

De acuerdo a la SPE/WPC."Son las cantidades de petrleo que, por el anlisis geolgico y datoscreados por la ingeniera, los datos puede ser calculados con la seguridad razonable de sercomercialmente recuperable las reservas conocidas, de una fecha en particular en adelante y bajo lascondiciones econmicas de los mtodos de explotacin. Si los mtodos determinados son usados, elperodo de seguridad razonable es que las cantidades podrn ser recuperadas. Si los mtodos deprobabilidad son usados, debe haber probabilidad al menos de un 80 % de que las cantidadesverdaderas sern recuperadas y excedern el clculo aproximado".

- 30 -


34/211

MARCO TEORICO

RESERVAS PROBABLES: Son aquellas reservas no probadas cuyo anlisis de datos geolgicos y deingeniera sugieren que son ms tendientes a ser que a no ser comercialmente recuperables. Para losmtodos probabilsticos, esto implica que se tendr una probabilidad de al menos 50 % de que las cantidades actualmente recuperadas sern iguales o mayores que la suma de las reservasestimadas probadas ms las probables.

RESERVAS POSIBLES: Son aquellas reservas que el anlisis de datos geolgicos y de ingenierasugieren que son menos probables de ser comercialmente recuperables que las reservas probables. Eneste contexto, cuando se utilizan los mtodos probabilsticos, el trmino posible implica que se tiene unaprobabilidad del 10% de que las cantidades sern iguales o mayores que la suma de las reservasestimadas tales como las probadas, las probables ms las posibles.

RESERVAS DESARROLLADAS: Son aquellas reservas que se espera sean recuperadas de pozosexistentes, incluyendo las reservas atrs de la tubera, que pueden ser extradas con la infraestructuraactual mediante actividades adicionales con costos moderados de inversin. En el caso de las reservasasociadas a procesos de recuperacin secundara y, o mejorada, sern consideradas desarrolladasnicamente cuando la infraestructura requerida para el proceso est instalada o cuando los costosrequeridos para ello, sean considerablemente menores, y la respuesta de produccin haya sido la

prevista en la planeacin del proyecto correspondiente.

RESERVAS NO DESARROLLADAS: Son reservas que se espera sern recuperadas a travs de pozosnuevos en reas no perforadas, o donde se requiere un gasto relativamente grande para terminar lospozos existentes y/o construir las instalaciones de produccin y transporte. Lo anterior aplica tanto enprocesos de recuperacin primaria como recuperacin secundaria y mejorada. En el caso de inyeccinde fluidos, u otra tcnica de recuperacin mejorada, las reservas asociadas se consideran probadas nodesarrolladas cuando tales tcnicas hayan sido efectivamente probadas en el rea y en la mismaformacin.

RESERVAS NO PROBADAS:Son volmenes de hidrocarburos evaluados a condiciones atmosfricas,

al extrapolar caractersticas y parmetros del yacimiento ms all de los lmites de razonablecertidumbre, o de suponer pronsticos de aceite y gas con escenarios tanto tcnicos como econmicosque no son los que prevalecen al momento de la evaluacin. En situaciones de desarrollo no inmediato,los volmenes de hidrocarburos descubiertos comercialmente producibles, pueden ser clasificadoscomo reservas no probadas.

RESERVA REMANENTE: Son aquellas reservas que se calculan al restar a los componentes de lareserva original, los volmenes de crudo, gas y condensado que han sido extrados durante la vidaproductiva del yacimiento.

RESERVA DE ACEITE: Son aquellas cantidades de aceite medidos a condiciones estndar que se

anticipa sern recuperados desde las acumulaciones conocidas a partir de la fecha dada con cualquierade los mtodos y sistemas de recuperacin.

RESERVA DE GAS ASOCIADO: Es aquella cantidad de gas que se encuentra disuelta en el aceite, quese pueden producir econmicamente con los sistemas de recuperacin conocidos.RESERVAS DE GAS LIBRE: Son aquellas cantidades de gas que no se encuentran disueltas en elaceite, ste se presenta como casquete de gas, que se anticipa, sern recuperadas desde lasacumulaciones conocidas a partir de la fecha dada.

- 31 -


35/211


I.IV CONCEPTOS BSICOS DE LA INGENIERA DE YACIMIENTOSUn yacimiento de hidrocarburos est confinado por lmites geolgicos, as como tambin por lmites defluidos, estos lmites deben determinarse lo ms exactamente posible. La informacin que se obtiene delas muestras de formacin, de los anlisis de ncleos, de los registros geofsicos de los pozos, de loslevantamientos geofsicos y de las pruebas de produccin es bsica para la evaluacin de los lmitesmencionados.

LMITES FSICOS Y CONVENCIONALESLIMITE FSICO: Se entiende por lmite fsico de un yacimiento aquel definido por algn accidentegeolgico (fallas, discordancias, etc.) o por disminucin y/o discontinuidad en la saturacin dehidrocarburos, porosidad, permeabilidad, o por el efecto combinado de estos parmetros.

LMITE CONVENCIONAL: Son lmites convencionales aquellos que se establecen con el grado deexactitud de los datos o de conformidad con las normas establecidas.

Las normas que a continuacin se enlistan, han sido propuestas por un grupo de analistas expertos enclculos de reservas; las cuales parecen ser bastante razonables y lgicas, pero de ninguna manera

debern de tomarse como nicas o definitivas, ya que stas pueden cambiar con el criterio de cadaanalista y los criterios tcnicos-econmicos prevalecientes.

1. Si el lmite fsico del yacimiento se estima a una distancia mayor de un espaciamiento entrepozos, del yacimiento de que se trate; del pozo situado ms al exterior, se fijara como lmiteconvencional la poligonal formada por las tangentes a las circunferencias vecinas trazadas conun radio igual a la unidad del espaciamiento entre pozos figura 13.

Figura 13.Lmites fsicos

2. Si el lmite fsico del yacimiento queda a una distancia menor de un espaciamiento entre pozos,del pozo productor situado ms al exterior, se deber considerar el lmite fsico.

- 32 -


36/211

MARCO TEORICO

3. En el caso de existir pozos extremos improductivos a una distancia menor o igual al delespaciamiento entre pozos, el lmite fsico se estimar a partir de los datos disponibles, y enausencia de ellos, a la mitad de la distancia que separa el pozo improductivo y el productor mscercano a l. Como se muestra en la figura 14.

Figura 14. Pozos productores y no productores

4. En el caso de tener un pozo productor a una distancia de dos espaciamientos, ste se tomaren cuenta para el trazo de la poligonal que define el rea probada. nicamente si existecorrelacin geolgica confiable o pruebas de comportamiento que indique la continuidad delyacimiento en esa direccin. De no existir los datos anteriores el pozo se considerar POZO

AISLADO, y su reserva se calcular con el lmite convencional o sea con la circunferenciatrazada con radio igual a la mitad del espaciamiento.

5. Cuando no se disponga de estudios geolgicos que confirme o demuestre la continuidad de losyacimientos entre pozos vecinos, la reserva se calcular para cada pozo considerndolo comopozo aislado, con un radio de drene convencional igual a la mitad del espaciamiento entrepozos del yacimiento de que se trate o del considerado mejor aplicado entre campos vecinos.

6. Para estimacin de las reservas de un yacimiento se tomar como rea probada la limitantefsicamente y de no existir sta, se utilizar la limitante convencionalmente.

PLANO EQUIVALENTE O DE REFERENCIAEs un plano horizontal que divide al yacimiento en dos partes iguales, con el fin de referir cualquiervariable (en particular la presin) a este plano.Cuando se hacen mediciones de presin en los pozos, es prcticamente imposible que se efecten a lamisma profundidad en todos ellos, por lo que se llevan a cabo a la profundidad respectiva de cada pozoy se refieren al plano equivalente, sumando o restando a la presin medida el valor correspondiente a lacolumna de fluido presente en el yacimiento.

- 33 -


37/211


PRESIN MEDIA DE UN YACIMIENTOAmbos balances de aceite y gas contienen los trminos que dependen de la presin del yacimiento. Envista de que la presin vara en todo un campo, es necesario encontrar una propiedad media. La historiade la presin para un campo es esencial para un buen trabajo de evaluacin.

El camino ms efectivo de analizar los datos de la historia de presin es generar mapas de isobaras,para lo cual en tiempos iguales se busca tomar informacin en cada uno de los pozos y pasarlos alplano de referencia, posteriormente se unen valores de igual presin, con los planos generados secalculan reas de igual presin y se calcula como sigue; encontrar la localizacin en los intervalosperidicos. Las lneas de la presin constante (lneas isobricas ), se trazan de la misma manera o secontornean como en los mapas de estructuras de isopacas. Tal presin normal es a la que se hacereferencia una elevacin especfica. El mtodo usual es usar este tipo de mapas para encontrar unapresin media usando el rea encerrada por cada lnea isobrica.

De tal manera que la presin media de un yacimiento por pozo se representa como:

=

=n

iiPP

1

(1-46)

con i = # de pozosPi = Representa la presin en el pozo i, referida al plano equivalente

La presin media por unidad superficial est representada por:

==

i

n

iii

A

AP

P 1 (1-47)

por lo que:Ai = rea de la zona i del yacimiento.n = nmero de unidades o zonas del yacimiento.Pi = Es la presin media de la zona i del yacimiento.

Presin media por unidad volumtrica:

=

==n

iii

n

iiii

hA

hAP

P

1

1 (1-48)

donde:Ai = rea de la zona i del yacimiento.n = nmero de unidades o zonas del yacimiento.Pi = Es la presin media de la zona i del yacimiento.

- 34 -


38/211

MARCO TEORICO

hi = Es el espesor de la zona i del yacimiento.

Una aproximacin similar es usando el volumen de agotamiento del pozo, este volumen serdeterminado desde el espaciamiento del pozo y el espesor de la formacin. Una proximidad ligeramentediferente ser tambin declarada. La presin individual del pozo es establecida de las pruebaspaulatinas de la presin, por lo que se deduce que el volumen de agotamiento de cada pozo esproporcional al porcentaje de produccin.

V

V

q

q 11 = (1-49)

Donde la q1 y v1 es el producto porcentual y el volumen para cualquier pozo, q y v son determinacionesesenciales para el yacimiento. La ecuacin (1-46), (1-47) y (1-48) puede entonces aplicarse paradeterminar la presin media.

Cada uno de los mtodos anteriormente mencionados han sido exitosamente utilizados. Por esto laopcin final depende de la preferencia personal y de los datos disponibles.

FACTORES DE RECUPERACIN DE FLUIDOSEl aceite producido de un yacimiento, Np, ser una fraccin del aceite originado, N, donde:

( )[ .S.C@;FR

B

SVN

oi

wcrp ]

=

1(1-50)

para lo cual:

Np = Volumen de aceite producido.Vr= Volumen de roca. = Porosidad.Swc = Saturacin del agua congnita.BBoi = Factor de volumen del aceite inicial.FR = Factor de recuperacin.

La ecuacin (1-50) queda de la forma:

( ) ( )FRNNp = (1-51)

Por lo queN = Volumen original de aceite.

El factor de recuperacin del aceite est dado por la ecuacin:

N

NFR

p= (1-52)

- 35 -


39/211


Como ya se mencion, FR es el factor de recuperacin, el cual nos indica que parte del petrleo originalpuede ser recuperado. Sus valores varan entre 0 (no se recuperan hidrocarburos) y 1 (se recupera latotalidad del petrleo original).

La recuperacin de aceite es un proceso de desplazamiento, ya que el aceite no tiene la capacidad deexpulsarse por s mismo del yacimiento; mejor dicho debe ser desplazado de una formacin porosahacia los pozos productores por algn agente desplazante. Generalmente el agente utilizado es gas oagua, y frecuentemente uno de estos agentes o ambos, est disponible dentro o cerca del yacimiento.

Los mejores tres mecanismos naturales de desplazamiento del aceite que se conocen son: el empujepor gas disuelto, empuje por casquete de gas y empuje de agua. Los tres mtodos son diferentes tantoen caractersticas como en mecanismos y eficiencia.

FACTORES QUE INFLUYEN EN LA RECUPERACIN: La cantidad de aceite que puede serrecuperada de un yacimiento, en parte depende de las condiciones naturales que impone la estructurasubterrnea y en parte de las propiedades de los fluidos. stos son adems sujetos a los mecanismos ydesarrollo del campo. Entre esos factores que pueden ejercer una influencia sobre la recuperacin deaceite estn los siguientes:

Las caractersticas de la formacin productora como lo es la porosidad, la permeabilidad, elcontenido de agua intersticial, la uniformidad, la continuidad y la configuracin de la estructura.

Las propiedades del aceite contenido en el yacimiento como: la viscosidad, encogimiento, cantidadde gas en solucin, contenido de slidos.

El control de operacin: control de las fuerzas naturales de expulsin.

Localizacin y condiciones estructurales del pozo.

REQUISITOS PARA EL CONTROL CORRECTO: La recuperacin eficiente depende del grado en queel gas va avanzando o el agua invade al yacimiento y como el gas o agua desplazan uniformemente o

empujan al aceite. Hay siete requisitos bsicos para controlar un yacimiento de aceite apropiadamente:

1. Seleccionar un mecanismo eficiente y dominante para la recuperacin. Podra ser solamente elempuje natural, ste puede ser complementado con un fluido inyectado, o puede ser modificadopara crear un nuevo empuje.

2. El mecanismo dominante debe ser consistente y tener un progresivo avance de fluidos por todas laspartes del yacimiento, con la invasin de los fluidos se desplaza el aceite hacia el frente en direccina los pozos para obtener la produccin.

3. El lmite entre la invasin y las porciones poco invadidas del yacimiento debe ser claramentedefinida y todo el tiempo razonable y uniforme.

4. Flujo rpido y uniforme del aceite. Zonas altamente saturadas, donde el aceite no debe serentrampado o desviado.

5. Evitar la dispersin excesiva del gas o el agua.

6. Localizar, terminar y adecuar los pozos para el control de avance de agua o gas.

7. Mantener lo suficientemente alta la presin del yacimiento para prevenir una excesiva liberacin delgas en solucin.

- 36 -


40/211

MARCO TEORICO

8. controlar la produccin de gas liberado, evitando en lo posible su produccin.

9. Evitar en lo posible generar canalizaciones o conificaciones de agua.

CONDICIONES DE ABANDONOEs importante conocer todas las etapas de un yacimiento, y esto es desde su descubrimiento hasta suabandono, la figura 15 nos muestra las etapas de un yacimiento.

Existen algunos factores como el gasto y la presin correspondientes que se conocen como gastomnimo econmico y presin de abandono. Estas condiciones dependen de los costos de extraccin y elprecio de los hidrocarburos , de modo que su determinacin requiere del anlisis econmicocorrespondiente al momento de tomar una decisin.

En general un yacimiento de gas se abandona cuando ste alcance una baja presin llamada presinde abandono o cuando los pozos sean inundados por agua.

PRESIN DE ABANDONO: Es la presin a la cual se debe abandonar un yacimiento, ya que su

explotacin a presiones inferiores no es rentable. La presin de abandono depende de factores tcnicosy econmicos como lo son:

El precio de venta del aceite o el gas.

ndice de productividad de los pozos. A mayor ndice de productividad de los pozos, menor presinde abandono se puede tener en la explotacin de un yacimiento.

Presin de fondo fluyente necesaria para que el hidrocarburo fluya hasta las estaciones decomprensin o hasta las lneas de transporte.

Flujo fraccional de agua.

Relacin gas-aceite de produccin.

- 37 -


41/211


Figura 15. Etapas de un yacimiento

Despus de que se ha extrado la mxima recuperacin econmica durante la vida de un campo deaceite o de gas. Aqu se puede hablar de aos de recuperacin a la vida de un yacimiento y como laproduccin de todos los campos declina a travs del tiempo, se dice que la explotacin de unyacimiento termina, generalmente, cuando deja de ser costeable la extraccin de hidrocarburos y escuando se da su abandono.

I.V MTODOS VOLUMTRICOS PARA EL CLCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL

POROSIDAD Y SATURACIONES MEDIASMtodo que considera el promedio aritmtico. La siguiente expresin nos permite calcular la porosidadmedia de un yacimiento.

a) Porosidad media y saturacin media de un yacimiento, considerando una porosidad por pozo.

n

in

i

1=

= (1-53)

donde:i = Valores de porosidad conocidos.n = nmero de valores de porosidad conocidos.

- 38 -


42/211

MARCO TEORICO

Ahora para calcular la saturacin media de agua de un yacimiento, se puede determinar con la siguienteexpresin:

n

S

S

wi

n

i

w

1=

= (1-54)

donde:Swi =Valores de saturacin de agua conocidos.n = nmero de valores de porosidad conocidos.

b) Porosidad media y saturacin de agua promedio, considerando espesores.

Una mejor aproximacin es ponderar los parmetros y Sw con el espesor de la roca, consiste endeterminar la porosidad y saturacin medias considerando variacin vertical de las propiedadesobtenidas de los diversos intervalos de la formacin, a travs de una ponderacin con respecto alespesor en cada uno de los pozos perforados en un yacimiento.

La expresin para obtener la porosidad () de un pozo ponderando el espesor (h) es:

j

n

j

jj

n

jpozo

h

h

1

1

=

=

=

(1-55)

dado que:

j = Valores de porosidad en el intervalo j.hj = Espesor del intervalo j.n = Nmero de intervalos identificados.

Para obtener la Sw media de un pozo, para cada pozo se determina un valor medio de saturacin deagua partiendo de la informacin obtenida de los registros elctricos y de los anlisis de ncleos, laecuacin representativa es la siguiente:

j

n

j

jwj

n

jw

h

hSS

pozo

1

1

=

=

= (1-56)

para lo cual:

pozowS = Saturacin media de agua del pozo en estudio.

wjS = Saturacin de agua en el intervalo.hj = Espesor del intervalo.n = Nmero de intervalos en el pozo.

- 39 -


43/211


c) Porosidad media y saturacin de agua promedio ponderando el rea de drene.

Un tercer mtodo que pondera los parmetros de y Sw con el rea, consiste en determinar la y Swmedia para el yacimiento, considerando la variacin areal mediante una ponderacin con respecto alrea asociada a cada uno de los pozos perforados.

Para la obtencin de estos parmetros ser necesario obtener primeramente los valores medios de ySw para cada uno de los pozos en el caso de que ste lo requiera, es decir, cuando un pozo atraviesavarios intervalos productores y se sabe que stos poseen diferentes valores asociados de porosidad ysaturacin.La expresin para ponderando con respecto a las reas es:

=

=

=n

jj

jj

n

jyac

A

A

1

1

(1-57)

donde:yac.= Porosidad media del yacimiento.j = Porosidad media del pozo j.Aj = rea asociada a la curva.n = Nmero de pozos en el yacimiento.

Para la Sw del yacimiento, la expresin es:

=

=

= n

jj

n

j

jwj

w

A

AS

S yac

1

1 (1-58)

por lo que:Swyac. = Saturacin media de agua del pozo en estudio.Aj =rea del intervalo en estudio.n = Nmero de pozos en el yacimiento.

Por ltimo un mtodo que considera los planos de isoporosidades e isosaturaciones de agua. Son losque se realizan sobre planos de localizaciones de pozos, se anotan los valores medios calculados de

porosidad y saturacin de agua para cada pozo y se procede a realizar configuraciones de curvas deigual valor de porosidad y saturacin, como muestran las siguientes figuras 16 y 17. El proceso deconstruccin de estos planos es similar al utilizado por los mtodos de cimas y bases e isopacas.

- 40 -


44/211

MARCO TEORICO

Figura 16. Plano de isoporosidades

Figura 17. Plano de isosaturaciones de agua

MTODO DE CIMAS Y BASESEs un mtodo volumtrico para determinar el volumen original de hidrocarburos, mediante el clculo delvolumen original de hidrocarburos, el clculo del volumen de roca y as como tambin el empleo de losplanos de Cimas y Bases. Este mtodo se soporta en la configuracin de mapas con curvas de igualprofundidad tanto de las Cimas como las Bases de la formacin para cuya preparacin ser necesariodisponer de planos con las localizaciones de todos los pozos que constituyen el campo en estudio. Losregistros geofsicos son de gran utilidad para determinar la Cima y la Base de la formacin productorade cada uno de los pozos.

- 41 -


45/211


PROCEDIMIENTO:1. El primer paso es la recopilacin de informacin, como el nombre del pozo, las coordenadas, la

elevacin de la mesa rotatoria, la profundidad de la Cima, la profundidad de la Base y el factor decompacidad entre otros datos.

2. El siguiente paso es construir dos planos de localizaciones que contengan a todos los pozos comose muestra en la figura 18.

Figura 18. Planos de localizacin donde se encuentran localizados los pozos

3. En uno de los planos se afecta a cada uno de los pozos por el valor de la profundidad de la Cima enmvbnm (metros verticales bajo el nivel del mar), como el mostrado en la figura 19.

Figura 19.Plano de localizacin de los pozos con valores de profundidad de las Cimas

- 42 -


46/211

MARCO TEORICO

4. En este paso se realiza la configuracin de curvas de igual valor de profundidad de Cima, con loque se conforma el Plano de Cimas mostrado en la figura 20 (Para lo anterior se utilizan tcnicas deinterpolacin y/o extrapolacin, segn convenga).

Figura 20. Plano de cimas

5. En el otro plano de localizaciones, se anota a cada pozo el valor de la profundidad de la Base enmvbnm (metros verticales bajo el nivel del mar), como se muestra en la figura 21.

Figura 21. Plano de localizacin de los pozos con valores de profundidad de las Bases

- 43 -


47/211


6. Se configuran curvas de igual valor de profundidad de Base, as quedar integrado el Plano deBases como es mostrado en la figura 22.

Figura 22. Plano de bases

7. Ahora se procede a determinar el rea encerrada en cada curva de cada plano, las dimensionesreales tomarn en cuenta el valor de la escala del plano. Las reas encerradas por las diferentescurvas se miden, sea con la ayuda de un planmetro o usando frmulas de integracin numricaconocidas, los valores encontrados se anotan en una tabla como se muestra a continuacin.

(1) (2) (3)

No. De Pozo Profundidad de las Profundidad de lasCimas (m. b. n. m.) Bases (m. b. n. m.)

1 2522 25722 2528 25763 2513 25624 2498 25455 2529 25756 2529 25787 2525 25758 2527 2577

Tabla 2

Se determina el rea delimitada por los perfiles de Cimas y Bases, esto es que se construye una grficacomo muestra la figura 23.

- 44 -


48/211

MARCO TEORICO

Figura 23. Grfica que determina el rea delimitada por los perfiles de las Cimas y las Bases

. En este paso se graficarn los valores anteriores en un sistema ortogonal. Se obtienen los valores8

de (porosidad) y de wS mediante la aplicacin del teorema del valor medio.

onde el valor del rea encontrado se multiplica por la escala de la grfica y as obtener el volumenDbruto de roca, que al multiplicarlo por la porosidad media de la formacin y por la saturacin media dehidrocarburos, nos da aproximadamente el volumen de hidrocarburos, que se desea conocer.

Figura 24.

- 45 -


49/211


9. Al graficar los volmenes acumulados contra profundidad, se obtiene una curva similar a la de lafigura 24, en ella se obtiene el cierre del yacimiento que corresponde al volumen total dehidrocarburos, al tener una recta vertical que intercepta la tendencia de volumen acumulado y apartir de este punto ser horizontal, obtenindose as el plano de referencia cuya importancia ya semenciono.

10. Los valores de y de wS se obtienen con las ecuaciones que se presentan a continuacin

=

==n

i

n

i

hi

ihi

1

1

(1-59)

=

==n

i

n

iw

hi

hiSwi

S

1

1 (1-60)

En estas ecuaciones solo se consideran los intervalos despus de los cortes de agua y porosidadconsiderados como mnimos.

11. Obtener el volumen original de hidrocarburos a condiciones de yacimiento mediante la siguienteexpresin:

( )wrHc SVV = 1 (1-61)

La ecuacin anterior se aplica s la roca es homognea, en caso de que no lo sea, entonces se haceintervenir al factor de compacidad.

rcHC VFV = (1-62)

Donde:VHc = Volumen de hidrocarburos.

FC = Factor de compacidad o factor neto de formacin.

H

hFc = con 1


50/211

MARCO TEORICO

h= Espesor neto de la roca.

Z. C. H.

La suma Zona con bajanos dara porosidadel espesor neto

Z. C. H.

Espesor total.Zona con baja porosidad

Z. C. H.

Zona con baja porosidad

Z. C. H.Zona con alto contenido

de agua

Z. C. H. = Zona Con Hidrocarburos.

Figura 25.

Es importante mencionar que no siempre es conocida la base de una formacin productora. En unaestructura acumuladora de hidrocarburos de tipo cerrada, la base puede ser perfectamente diferenciadaa partir de los registros geofsicos que se tomaron en cada uno de los pozos perforados durante eldesarrollo del campo, cuando se pasa de una formacin porosa y permeable (arenas, calizas, etc.). Sinembargo, en una estructura acumuladora de hidrocarburos asociados con un acufero o agua de fondo,la base o lmite inferior del yacimiento ser el agua de fondo o contacto agua-hidrocarburo, el cualnormalmente se considero horizontal al inicio de la explotacin.

La figura 26 presenta el caso donde existe un contacto agua-hidrocarburos.

- 47 -


51/211


Figura 26. Plano de cimas

Tesis Yacimientos

Documents

Transcript of Tesis Yacimientos