Ingeniería de Yacimientos

Un pozo horizontal penetra el horizonte productor en forma paralela al plano de estratificación mientras que uno vertical penetra dicho plano perpendicularmente. La forma convencional de producir hidrocarburos involucra perforar verticalmente desde la superficie hasta penetrar totalmente el yacimiento que los contiene y, luego terminar el pozo al abrir algún intervalo preseleccionado en dicho yacimiento. La operación finaliza al permitir que la presión en el fondo del pozo sea menor que la presión del yacimiento, para que los fluidos del yacimiento entren en el pozo. Una desventaja importante de este proceso es que con la penetración vertical, se contacta sólo un área periférica pequeña del yacimiento y los fluidos se mueven radialmente del yacimiento hacia el pozo. Por lo tanto, a medida que los fluidos se aproximan al pozo, el área disponible para el flujo disminuye, la resistencia al flujo crece, la velocidad aumenta y el gradiente de presión también aumenta rápidamente. Como result

Volúmenes de fluidos producidos: Petróleo producido El volumen de petróleo generalmente se mide en los tanques de almacenaje, a presión atmosférica y luego del proceso de separación a diferentes presiones, tanto del gas en solución como del gas libre que se está produciendo y también el porcentaje de agua. Este petróleo medido a presión atmosférica y temperatura ambiente se denomina petróleo muerto (sin gas en solución). Sin embargo, como la temperatura en los tanques puede variar, afectando directamente el volumen medido, se convierten los volúmenes medidos a una temperatura base que generalmente es de 60 ºF (15,5 ºC). El volumen de petróleo producido acumulado de un yacimiento cualquiera (Np) se anota en barriles normales de petróleo. La denominación de normales refleja que el volumen medido corresponde a 14,7 lpc y 60 ºF. Las mediciones de petroleo producido de un yacimiento realizadas en la superficie son bastante precisas, Ya que sobre este volumen se basan

En la ingeniería de petróleos dedicada a la explotación de yacimientos hay tres tipos fundamentales: 1. Las mediciones directas de los volúmenes de fluidos producidos (gas, petróleo y agua). 2. Las mediciones, en la superficie, de algunos parámetros de producción que dependen del yacimiento y del equipo de producción. 3. Las mediciones en el fondo de los pozos, cuyos parámetros de producción están íntimamente ligados al yacimiento y a los fluidos contenidos en él. Volúmenes de fluidos producidos. El yacimiento produce en forma natural gas, petróleo y agua al menos que se hayan inyectado al yacimiento fluidos extraños al mismo (como polímeros, CO, nitrógeno, etc) La medición y/o estimación cierta de los volúmenes producidos es muy importante, ya que muchos de los estimados y pronósticos de producción se basan en un balance de materiales de los fluidos ya producidos. Mediciones de parámetros de producción en la superficie Hay dos parámetros de interés que se registran en el

Las formaciones productivas (yacimientos) se presentan en una cantidad casi limitada de formas, tamaños y orientaciones. Algunos de estos tipos de yacimientos se podrán ver en la figura anexa próximamente, también es posible que se forme casi cualquier combinación de dichos tipos. La orientación y forma física de un yacimiento pueden influir seriamente en su productividad. Los yacimientos pueden ser anchos o estrechos, espesos o delgados, grandes o pequeños. Los yacimientos gigantes, como algunos en el medio oriente, pueden abarcar cientos de kilómetros cuadrados y tener varios miles de pies de espesor. Otros son minúsculos, demasiado pequeños para ser perforados. Sus combinaciones varían desde una simple forma de lente hasta algunas excesivamente complejas. Algunas de las formas y orientaciones mas comunes de yacimientos. La mayoría de las rocas que conforman los yacimientos supuestamente se acomodaron en capas como si fueran sabanas o pastelitos. Sus características físicas, por lo t

Aunque los espacios porosos de las rocas no se asemejan a tubos capilares rectos, de paredes suaves y diámetro constante, es práctico e instructivo considerarlos como si consistiesen en manojos de tubos capilares de diferentes diámetros. Considérese un tubo capilar de L cm de longitud y ro de radio interior a la cual a través del cual avanza un fluido de µ poises de viscosidad en un flujo laminar o viscoso bajo una presión diferencial de (p1 – p2) dinas por cm2. Si el flujo humedece las paredes del capilar, la velocidad allí será cero y aumenta a su máximo en el centro. El flujo se puede visualizar como una serie de superficies parabólicas concéntricas moviéndose a diferentes velocidades y, por consiguiente, ejerciendo fuerzas viscosas entre si se puede expresarse por la relación. F= µ*A*dV/dx Donde µ esta en poises, A en cm2 y el gradiente de velocidad dv/dx en cm/seg/cm y la fuerza F en dinas. Por consiguiente, la fuerza viscosa sobre un tubo o cilindro de r cm de radio es: Fv = µ*A*

4) Disolución: La disolución es el resultado de la interacción de dos factores: la composición del agua de poros y la mineralogía de las partículas. Cuando estos dos factores se encuentran en desequilibrio, a consecuencia de los cambios que tienen lugar en el enterramiento, se produce la disolución. El resultado final de los procesos de disolución va a ser la creación de diferentes tipos de poros (porosidad secundaria). Es importante tener en cuenta la evolución de la porosidad: Sedimento primario (bioclástico y/o barro) ----------------- porosidad primaria (inter e intrapartículas) ↓ Procesos diagenéticos----------------------------------aumentan o disminuyen la porosidad ↓ Porosidad visible----------------------------------------------porosidad secundaria. Selectividad de fábrica: poros delimitados por los elementos de fábrica (constituyentes sólidos: partículas primarias, cristales, granos de cuarzo, etc.). Según esto se clasifican en: 5)Recristalización: La recristalización es el p

Las rocas carbonáticas presentan, desde el punto de vista diagenético, una característica muy importante en su alta diagenetibilidad, fruto de la rápida inestabilidad de sus componentes con el enterramiento. Dentro de los procesos diagenéticos se pueden diferenciar: - Micritización. - Compactación. - Cementación. - Disolución. - Recristalización. - Dolomitización-dedolomitización. 1) Micritización Es un proceso que tiene lugar por la acción conjunta de la erosión biológica (factor más importante) y la abrasión mecánica, dando lugar a unas envueltas micríticas que van destruyendo la textura interna de las partículas (total o parcialmente). La erosión biológica la llevan a cabo microorganismos que perforan la estructura de la partícula, rellenándose posteriormente por barro calcáreo. Este proceso se considera típicamente como de diagénesis temprana. 2)Compactación Este proceso implica una reorganización de las partículas en respuesta a las nuevas condiciones de presión por sobrecarga, es

Consiste en el grafico de un conjunto de variables de la ecuación del balance de los materiales y se basa como se dijo anteriormente en una relación directa con la producción de los fluidos en un yacimiento y los mecanismos de producción utilizados en dicha ecuación. Dependiendo de las condiciones con la cual se presenten dichos yacimientos en cuanto a los mecanismos de empuje vs producción se tendrán los siguientes grafico: 1- Yacimiento volumétrico con mecanismos de empuje por gas en solución y compactación del volumen poroso: Este tipo de yacimiento no posee un acuífero asociado y como la presión en este caso es mayor a la presión de burbuja entonces no posee capa de gas inicial por lo cual el valor del término m = 0. F = N*( Eo + Efw) Se grafica F en función de las variables Eo mas Efw en donde el POES (N) es la pendiente de la ecuación de la recta obtenida al graficar todos los términos asociados a la ecuación para determinados pasos de presión, generalmente la grafica

Factores que deben ser considerados dentro de un yacimiento para que se pueda aplicar la ecuación del balance de los materiales: -La presión debe ser uniforme en todo el yacimiento es decir se considera constante ya que se saca una presión promedio para el yacimiento. -Los fluidos dentro del yacimiento deben estar en equilibrio termodinámico es decir no se consideran los cambios PVT de los mismos. -Las propiedades físicas del sistema son uniformes en todo el yacimiento es decir el valor por ejemplo de la porosidad y la permeabilidad son valores promedios. A manera general la ecuación del balance de materiales nos da una solución aproximada real en un yacimiento determinado, estas soluciones aproximadas se relacionan con la producción del yacimiento y como se comportan los mecanismos de empuje que componen a la ecuación del balance de materiales. Objetivos de la ecuación del balance de materiales: -Definir parámetros de un sistema -Predecir producciones dentro del yacimiento -Pa

Los sistemas de flujo de un yacimiento se clasifican según; la clase de fluido, la geometría del yacimiento y la tasa relativa a la que el flujo se aproxima a un estado continuo después de una perturbación. Según la clase de fluido los podemos subdividir en movimientos de fluidos monofásicos, bifásicos o trifásicos ya que los sistemas petroleros son de gas, petróleo o gas; o combinaciones de estos. De acuerdo a la geometría del yacimiento el flujo puede ser lineal, radial o esférico; aunque en los yacimientos estas geometrías no se encuentran definidos resulta de gran ayuda idealizar el comportamiento con uno de estos. En el flujo lineal las líneas de flujo son paralelas y el flujo es constante. En el flujo radial las líneas de flujo también son rectas pero convergen en dos dimensiones a un centro común y la sección expuesta al flujo disminuye a medida que se aproxima al centro. Y en el flujo esférico las líneas son rectas y convergen en tres dimensiones.

En el capitulo anterior hicimos referencia a algunos términos de la ecuación del balance de materiales así como el vaciamiento (F) y algunos mecanismos de empuje como la expansión del petróleo que junto con la expansión del gas disuelto da como resultado el término Eo en la ecuación del balance de los materiales. Ahora en este articulo explicaremos el resto de los mecanismos de empuje para así definir todos los términos y finalmente poder expresar completamente la ecuación del balance de los materiales. - Expansión en la Capa de Gas: Eg= Vol actual – Vol inicial Vol inicial= m*N*Boi Vol actual= m*N*Boi*Bg/Bgi Eg = m*N*Boi*((Bg/Bgi) – 1) En este termino de la ecuación del balance de los materiales viene dada por el termino de m el cual no es mas que la relación del volumen inicial en la capa de gas e

En el artículo anterior hicimos referencia a las suposiciones que rigen a la ecuación del balance de los materiales y algunos de los parámetros utilizados en la misma así como también se definió el concepto de vaciamiento y se indicaron los mecanismos de empuje utilizados en la ecuación. En el siguiente artículo ahora trataremos de manera más específica algunos de esos mecanismos de empuje y el vaciamiento como términos de la ecuación del balance de materiales. -Vaciamiento (F): dentro de la ecuación trabaja con todos los fluidos producidos dentro del yacimiento (agua, gas y petróleo) a condiciones de yacimiento F= NpBo + GpBg + WpBw En donde el termino Np es el petróleo producido en el yacimiento y se multiplica por el Bo para llevarlo a condiciones de yacimiento, Gp es el gas producido en el yacimiento y se le multiplica el Bg para llevarlo a condiciones de yacimiento y de igual manera se hace con el término Wp (el cual es la cantidad de agua producida) para llevarla a condiciones d

Para que exista una concentración significativa de hidrocarburo deben estar presentes ciertas condiciones; las cuales son vitales para estimar el aspecto volumétrico del yacimiento, las cuales serán explicadas brevemente a continuación. Porosidad es el porcentaje del volumen total de la roca que corresponde al volumen poroso, el cual determina la capacidad de almacenamiento de fluido que posee la roca. Esta puede ser primaria o secundaria dependiendo del origen de los procesos la generaron. Y según su valor la podemos clasificar en Porosidad Rango Muy pobre 0 - 5 Pobre 5 – 10 Moderada 10 – 15 Buena 15 – 20 Muy buena 25 – 30 Permeabilidad que representa la facilidad con que un fluido se mueve a través de los poros interconectados de una roca. La unidad utilizada para representar la permeabilidad es el Darcy; se dice que una roca tiene una permeabilidad de un Darcy cuando un fluido monofasico con una viscosidad de 1cP y una densidad d

La porosidad de las rocas puede obtenerse a partir del registro sónico, el registro de densidad o el registro de neutrones. Todas estas herramientas ven afectada su respuesta por la porosidad, los fluidos y la matriz de la formación. Si los efectos de fluidos y matriz se conocen o se pueden determinar, la respuesta de la herramienta puede relacionarse con la porosidad. Por lo tanto, estos instrumentos se mencionan con frecuencia como registros de porosidad. Tres técnicas de registro responden a las características de la roca adyacente al agujero. Su profundidad de investigación es de solo unas cuantas pulgadas y por lo tanto esta generalmente dentro de la zona invadida. Otras mediciones petrofísicas, como la micro resistividad, el magnetismo nuclear o la propagación electromagnética, algunas veces se utilizan para determinar la porosidad. Sin embargo, estos instrumentos también reciben una gran influencia del fluido que satura los poros de la roca. REGISTRO SÓNICO. En su forma más senc

Básicamente la ecuación del balance de materiales consiste en una relación directa entre los fluidos producidos en el yacimiento con los fluidos iníciales q hay en el yacimiento menos los fluidos remanentes dentro del mismo. (Fluidos iníciales)MMBy = (Fluidos iníciales)MMBy -(Fluidos Remanentes)MMBy La ecuación del balance de materiales se basa en las siguientes suposiciones: -EBM maneja un volumen de control -Las presiones son representativas del yacimiento -Todas las fases están en equilibrio estático -Existen máximo tres fluidos (Petróleo, Gas y Agua) -EBM se maneja desde un tiempo T=0 (inicial) hasta un tiempo T=T cualquiera. Parámetros utilizados en la EBM : -N: Petróleo original en sitio (POES). -Np: Petróleo producido. -G: Gas original en sitio (POES). -Gs: Gas inicial disuelto.

La solubilidad del gas en el petróleo crudo depende de: · Presión · Temperatura · Composiciones de gas y petróleo Para un mismo gas y petróleo a una temperatura constante, la cantidad de gas en solución aumenta con presión; y a una presión constante, la cantidad de gas en solución disminuye a medida que la temperatura aumenta. Para determinadas presión y temperatura, la cantidad de gas en solución aumenta a medida que las composiciones del gas y del petróleo se asemejan, es decir, es mayor en gases de alta y en petróleos de baja gravedad especifica, o sea, en petróleos de alta gravedad API. De manera distinta a la solubilidad, por ejemplo, de cloruro de sodio en agua, el gas es infinitamente soluble en petróleo, la cantidad de gas esta solo limitada por la presión o por la cantidad de gas disponible. Se dice que un petróleo crudo está saturado con gas a cualquier presión y temperatura si al reducir ligeramente la presión se libera gas de la solución. Inversamente, si no se libera gas d

Si bien casi todos los yacimientos de hidrocarburos son afectados de alguna manera por las fracturas naturales, los efectos de las fracturas a menudo se conocen en forma imprecisa y en gran medida de subestiman. En los yacimientos carbonatados, las fracturas naturales ayudan a generar porosidad secundaria y estimulan la comunicación entre los compartimientos del yacimiento. No obstante, estos conductos de alta permeabilidad a veces entorpecen el flujo de fluidos dentro de un yacimiento, conduciendo a la producción madura de agua o gas y haciendo que los esfuerzos de recuperación secundaria resulten ineficaces. Las fracturas naturales también están presentes en todo tipo de yacimientos siliciclástico, lo que complica el aparentemente simple comportamiento de la producción dominado por la matriz. Además las fracturas naturales constituyen el factor producibilidad principal es una amplia gamas de yacimientos menos convencionales, incluyendo los yacimientos de metano con capas de carbón (C

El método de predicción de Buckley-Leverett se fundamenta en la teoría de desplazamiento y permite estimar el comportamiento de un desplazamiento lineal de petróleo cuando se inyecta agua o gas a una tasa constante en un yacimiento, en este caso se estimara el volumen de petróleo desplazado a cualquier tiempo, la tasa de producción de petróleo y el volumen de agua que se tiene que inyectar por cada volumen de petróleo producido. Tiene poco aplicación debido a las suposiciones en las cuales se fundamenta, en especial la de flujo lineal; sin embargo, se utiliza cuando se toma en cuenta el efecto de desplazamiento en otros métodos. Ha sido modificado para flujo radial y combinado con otros métodos para obviar algunas de sus limitaciones. Las suposiciones para desarrollar el método son: 1. El flujo es lineal, pero puede modificarse con facilidad para flujo radial, por lo que no constituye una limitación fuerte. 2. Formación homogénea, o sea permeabilidad y porosidad son uniformes. 3. Despl

Cuando hay probabilidades de que en subsuelo existan acumulaciones de petróleo o gas natural, se sigue una serie de pasos, con la finalidad de ubicar el sitio con mayores posibilidades de comprobarlas y posteriormente de extraerlas. El principal trabajo del geólogo consiste en descubrir las condiciones bajo las cuales se acumulan el gas y el petróleo; para ello recurre a diferentes métodos de exploración, siendo los más importantes: 1. Métodos Geológicos: Consisten en estudiar las rocas superficiales buscando indicaciones directa como menes o manaderos de petróleo, asfalta y gas; y aplicar la geología de superficie para verificar la existencia de rocas asociadas al origen y almacenamiento de hidrocarburos, e interpretar la existen de trampas en el suelo mediante la observación y medición de sus efectos en el terreno. Con este fin también se utilizan las fotografías aéreas. Los estudios de geología de superficie requieren un levantamiento topográfico previo con el cual se obtiene un map

Al momento de realizar un muestreo tomamos en cuentas algunos parametros como lo son el número de muestras que podemos realizar dependiendo del tamaño del yacimiento, tambien la escogencia del pozo para el muestreo esto es indispensable ya que debemos tomar en cuentas las características del pozo para poder realizar la prueba y el acondicionamiento del pozo para obtener resultados óptimos y por último las Recomendaciones API para acondicionar el pozo para el muestreo. 1. Número de Muestras: Yacimientos Pequeños (una muestra representativa). Yacimientos grandes y / o muy heterogéneos: - Se requieren muestras de diferentes pozos. - Variaciones de la composición de la mezcla vertical. Yacimientos de gran espesor: - Propiedades del petróleo pueden variar grandualmente con la profundidad. - Requiere técnicas especiales para tomar muestras representativas de un intervalo dado. 2. Escogencia del Pozo para Muestreo Pozo nuevo con alto índice de productividad. - Evitar: a) Pozos con daño. b) E

2. Muestras de Separador o Recombinadas: Consiste en tomar muestras de petróleo y gas en el separador, medir las tasas correspondientes y recombinar las muestras de acuerdo a la RGP medida. Ventajas y Desventajas del Muestreo de Separador -Es preferible al muestreo de fondo usando Pwf<> -Tiene menor costo y riesgo que el muestreo de fondo. -Permite tomar muestras de gran volumen. -La proporción en que quedan mezclados el gas y el liquido dependen de la exactitud de las mediciones de las tasa de flujo. -Los errores en la medición de las tasas de flujo para recombinar las muestras tienen influencia directa en la determinación de la Pb. Chequeo de la Temperatura y de las Condiciones de Recombinación. Para muestras tomadas en el separador, se debe cumplir que las condiciones de P y T de recombinación en el laboratorio sean iguales a las del separador. Se debe chequear que las condiciones de P y T del separador al momento de la toma de la muestra de gas sean iguales a las del momento