Manual de Yacimiento Halliburton 175pg

Recopilación Técnica

Ingeniería de

BÁSICO DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS

Contenido:

1. Introducción Ingeniería de Yacimientos 2. Conceptos Básicos

2.1.Porosidad 2.2.Saturación 2.3.Permeabilidad 2.4.Compresibilidad

2.5.Tensión Superficial- Presión Capilar 2.6.Tortuosidad

2.7.Razón de Movilidad 2.8.Propiedades de los Fluidos

2.8.1.Solubilidad del Gas en el Petróleo (Rs)

2.8.2.Factores Volumétricos de Formación (Bo, Bg, Bt)

2.9.Clasificación de Yacimientos en Base a los Hidrocarburos que Contienen 2.10.Reservas de Hidrocarburos. Estimación de Reservas.

3. Introducción Geología 3.1.Geología Estructural 3.1.1.Fallas 3.1.2.Trampas 3.1.3.Anticlinales, Sinclinales 3.2.Geología Sedimentaria 3.2.1Ambientes Sedimentarios 4. Registros Eléctricos

4.1.Tipos de Registros Eléctricos

4.2.Parámetros que se determinan mediante Registros Eléctricos 4.3.Interpretación de Registros Eléctricos

5. Análisis de Pruebas de Pozos

5.1.Reseña Histórica

5.2.Introducción Bases Matemáticas 5.3.Radio de Investigación

5.4.Daño o Efecto Superficial (Skin) 5.5.Almacenamiento Post- Flujo 5.6. Diseño de una Prueba 5.7 . Tipos de Pruebas de Pozos

5.8.Métodos para Analizar Pruebas de Presión 5.9.Modelos de Yacimientos

5.10.Análisis Nodal

6.Esfuerzos Multidisciplinarios, Estudios Integrados

6.1.Gerencia de Yacimientos 6.2.Caracterización de Yacimientos

1. INTRODUCCIÓN A LA INGENIERÍA DE YACIMIENTOS

La ingeniería de yacimientos petrolíferos ha surgido como un ramo altamente técnico y definido de la ingeniería de petróleo. Hoy en día son comunes las enormes inversiones en facilidades y personal para la recuperación (producción) de petróleo y gas, basadas en estudios de yacimientos y predicciones del comportamiento de los mismos. 1

Las acumulaciones de gas y petróleo ocurren en trampas subterráneas formadas por características estructurales, estratigráficas o ambas. Por fortuna, estas acumulaciones se presentan en las partes más porosas y permeables de los estratos, siendo éstos principalmente

arenas, areniscas, calizas y dolomitas, con aberturas intergranulares o con espacios porosos

debidos a diaclasas, fracturas y efectos químicos. Un yacimiento es aquella parte de una

trampa que contiene petróleo, gas o ambos como un solo sistema hidraúlico conectado.

Muchos yacimientos de hidrocarburos se hallan conectados hidraúlicamente a rocas llenas con agua, denominados acuíferos. También muchos yacimientos se hallan localizados en grandes cuencas sedimentarias y comparten un acuífero en común. En este caso , la producción de fluidos de un yacimiento causará la disminución de presión en otros, por la intercomunicación que existe a través del acuífero. En ciertos casos, toda la trampa contiene petróleo y gas, y en este caso la trampa y el yacimiento son uno mismo.

El desplazamiento de petróleo y gas a los pozos se logra por: • Expansión de Fluidos

• Desplazamiento de fluidos, natural o artificialmente • Drenaje Gravitacional

Cuando no existe un acuífero, y no se inyecta fluido en el yacimiento, la recuperación de hidrocarburos se debe principalmente a la expansión de fluidos; sin embargo en el caso del petróleo, la recuperación puede ser influenciada considerablemente por drenaje gravitacional. Cuando existe intrusión de agua del acuífero o donde, en su lugar, se inyecta agua en pozos seleccionados, la recuperación se debe al mecanismo de desplazamiento, posiblemente ayudado por drenaje gravitacional o expulsión capilar. También se inyecta gas como fluido desplazante

Introducción a la Ingeniería de Yacimientos

para aumentar la recuperación de petróleo, y también se emplea en operaciones de reciclo para recuperar fluidos de condensado de gas. En muchos yacimientos los cuatro mecanismos de recuperación pueden funcionar simultáneamente, pero generalmente sólo uno o dos predominan. Durante la vida productora de un yacimiento, el predominio de un mecanismo puede cambiar de uno a otro, por razones naturales o como resultado de programas de ingeniería. Por ejemplo, un yacimiento (sin acuífero) puede producir inicialmente por expansión de fluidos. Cuando su presión se haya agotado en gran extensión, la producción a los pozos resultará principalmente por drenaje gravitacional, y el fluido luego llevado a la superficie por bombas. Aún más tarde se puede inyectar agua en pozos determinados, para desplazar petróleo adicional a otros pozos. Tal procedimiento se denomina comúnmente recuperación secundaria por inundación con agua. 1

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 0 10 20 30 40 50 60 70 %Factor de Recobro % P re sio n O rig in al de Y ac Expansion de Fluidos Empuje de Gas

Expansión de Capa de Gas Influjo de Agua

Drenaje Gravitacional INFLUENCIA DE LOS MECANISMOS DE PRODUCCIÓN EN EL FACTOR DE RECOBRO

FIG.1 . COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN CONTRA FACTOR DE RECOBRO CON LOS DISTINTOS MECANISMOS DE PRODUCCIÓN. NÓTESE QUE EL INFLUJO DE AGUA ES CON EL QUE SE OBTIENE MAYOR RECOBRO Y SOSTENIMIENTO DE LOS NIVELES DE ENERGÍA DEL YACIMIENTO.2

Introducción a la Ingeniería de Yacimientos

Bajo las condiciones iniciales del yacimiento, los hidrocarburos se encuentran bien sea en estado monofásico (una sola fase) o estado bifásico (dos fases). El estado monofásico puede ser líquido, caso en el cual todo el gas presente está disuelto en el petróleo. Por consiguiente, habrá que calcular las reservas tanto de gas disuelto como de petróleo. Por otra parte, el estado monofásico puede ser gaseoso. Si este estado gaseoso contiene hidrocarburos vaporizados, recuperables como líquidos en la superficie, el yacimiento se denomina de condensado de gas o de destilado de gas (nombre antiguo). En este caso habrá que calcular las reservas de líquidos (condensado) y las de gas. Cuando existe la acumulación en estado bifásico, al estado de vapor se denomina capa de gas y al estado líquido subyacente zona de petróleo. En este caso se debe calcular cuatro tipos de reservas: gas libre, gas disuelto, petróleo en la zona de petróleo y líquido recuperable en la capa de gas. Aunque los hidrocarburos in situ o en el yacimiento son cantidades fijas, las reservas, es decir, la parte recuperable de gas condensado y petróleo in situ, dependerá del método de producción del mismo.

El estudio de las propiedades de las rocas y su relación con los fluidos que contienen en estado estático se denomina petrofísica. Las propiedades petrofísicas más importantes de una roca son : porosidad, permeabilidad, saturación y distribución de los fluidos, conductividad eléctrica de los fluidos y de la roca, estructura porosa y radioactividad. Después de todo lo anterior podemos definir entonces la ingeniería de yacimientos como la aplicación de principios científicos a los problemas de drenaje que surgen durante el desarrollo y producción de yacimientos de gas y petróleo, vale decir también que es el arte de pertimitir una alta recuperación económica a través de las producción óptima de los campos de hidrocarburos.1

2. CONCEPTOS BÁSICOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS 2.1.POROSIDAD

La porosidad es la fracción del volumen bruto total de la roca que constituyen los espacios no sólidos, y está definido por:

% 100 ∗ − = Vb Vm Vb φ ( 1) φ=Porosidad Absoluta Vb = Volumen Bruto Vm =Volumen Matriz

Siendo el volumen poroso (Vp), la diferencia entre el volumen bruto y el de la matriz (Vb-Vm). La porosidad generalmente se expresa en porcentaje.3

FIG.2 . SI OBSERVARAMOS LA ROCA A TRAVÉS DE UN MICROSCOPIO SE PODRÍA APRECIAR LA POROSIDAD DE LA MISMA, QUE EN LA FIGURA ESTA REPRESENTANDA POR EL ESPACIO DE COLOR TURQUESA, QUE ES LA PARTE NO SÓLIDA. LA MATRIZ O LA PARTE SÓLIDA ESTA REPRESENTADA EN COLOR MARRÓN, CABE DESTACAR QUE LA PARTE SÓLIDA ES LA QUE PREVALECE EN LA ROCA .

Conceptos Básicos

Clasificación de la Porosidad

La porosidad se puede clasificar de dos maneras: 1. En base a su origen:

1.1. Original o Primario 1.2. Inducida o Secundaria

2. En base al volumen poroso considerado

2.1. Absoluta o Total: Fracción del volumen total de la roca que no está ocupado por material denso o matriz.

2.2. Efectiva: Fracción del volumen total de la roca que esta compuesto por espacios porosos que se hallan comunicados entre sí.

La porosidad total siempre va a ser mayor o igual a la efectiva. Para el ingeniero de yacimientos la porosidad más importante es la efectiva, pues constituye los canales porosos interconectados, lo que supone que puede haber importante saturaciones de hidrocarburos en dichos espacios. La porosidad es considerada :

• Muy Baja cuando es =< 5% • Baja cuando es >5% pero =<10% • Promedio cuando es >10% pero =<20% • Buena cuando es >20% pero =<30% • Excelente cuando >30% 3

La porosidad máxima que se puede encontrar es de 47.6% , la cual solo se daría en un arreglo cúbico perfecto, tal como se describe a continuación:

Conceptos Básicos

Si se aplica la ecuación 1, donde el volumen poroso constituye la diferencia entre el volumen del cubo menos el volumen de las esferas se tiene que:

( )

( )

Factores que Afectan la Porosidad

• Escogimiento de los granos: Mientras los granos de la roca sean más uniformes mayor será la porosidad.

• Arreglo de los granos: La simetría influye en el valor de la porosidad, mientras menos simetría exista más afecta la porosidad.

• Cementación: Los granos estan “pegados” entre sí mediante uuna cementación natural que por supuesto resta espacio poroso a ser ocupado por los hidrocarburos.

• Presencia de Grietas y Cavidades: Son factores que favorecen la porosidad

• Consolidación: La presión de sobrecarga de un estrato crea acercamiento entre las rocas. Mientras sea menor su efecto, mayor será el valor de porosidad.

2r _{r = Radio de Esferas}

8 Esferas 1 Cubo

V_cubo=(2r)3 _V

esferas=8*(4/3)*(pi)*r3

FIG. 3 EN UN ARREGLO CÚBICO, 8 ESFERAS DENTRO DE UN CUBO, DONDE LAS ESFERAS REPRESENTAN LA PARTE SÓLIDA, SE PUEDE OBTENER EL MÁXIMO DE POROSIDAD ESPERADO QUE ES DEL 47,6%

Conceptos Básicos

Métodos para Determinar la Porosidad

Mediciones de laboratorio, aplicados a muestras de núcleos, y utilizando instrumentos especiales (i.e. porosímetro de Ruska):

• Volumen Total • Volumen de granos • Volumen poroso efectivo

Mediciones en sitio, es decir en los pozos, mediante los registros eléctricos.

2.2.SATURACIÓN

La saturación es el porcentaje de un fluido ocupado en el espacio poroso, y está definido como:

% 100 ∗ = Vp Vf S_fluido (2)

Sfluido= Porcentaje del Fluido que satura el espacio poroso Vf= Volumen del Fluido dentro del espacio poroso Vp= Volumen Poroso

Si consideramos que básicamente el volumen poroso de una roca que contiene hidrocarburos, esta saturada con petróleo, gas y agua tenemos que:

1 = + +So Sg Sw (3) Sw=Saturación de Agua So=Saturación de Petróleo Sg=Saturación de Gas 3

Conceptos Básicos

2.3.PERMEABILIDAD

La permeabilidad es la facultad que tiene la roca para permitir que los fluidos se muevan a través de los espacios porosos interconectados, se tiene, por medio de La Ley de DarcyΨque 3:

P A L q K ∆ = µ (4) K= Permeabilidad (Darcys)

µ= Viscosidad en la dirección de recorrido del fluido (cps) L= Distancia que recorre el fluido

A=Sección transversal (cm2)h

∆P = Diferencia de Presión (atm) (P2 – P1) q= Tasa de producción (cm3/s)

Unidades de la Permeabilidad

La unidad de la permeabilidad es el Darcy. Se dice que una roca tiene una permeabilidad de un darcy cuando un fluido monofásico con una viscosidad de un centipoise (cps) y una densidad de 1 gr/cc que llena completamente (100% de saturación) el medio poroso avanza a una velocidad de 1 cm/seg) bajo un gradiente de presión de presión de 1 atm. Como es una unidad bastante alta para la mayoría de las rocas productoras, la permeabilidad generalmente se expresa en milésimas

Ψ

En 1856, Henry Darcy, como resultado de estudios experimentales dedujo la fórmula que lleva su nombre , y enuncia que la velocidad de un fluido es proporcional al gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido.1

L A q q TUBO CAPILAR FLUIDO DE VISCOSIDAD

µ

FIG. 4 REPRESENTACIÓN GRÁFICA DONDE SE EXPLICA LA LEY DE DARCY QUE DEFINE EL MOVIMIENTO DE FLUIDOS A TRAVÉS DEL MEDIO POROSO, CUYA PROPIEDAD ES LA PERMEABILIDAD (K).

Conceptos Básicos

de darcy, milidarcys. Las permeabilidades de las formaciones de gas y petróleo comercialmente

productoras varian desde pocos milidarcys a varios miles. Las permeabilidades de calizas intergranulares pueden ser sólo una fracción de un milidarcy y aún tener producción comercial, siempre y cuando la roca contenga fracturas u otro tipo de aberturas adicionales naturales o artificiales. Rocas con fracturas pueden tener permeabilidades muy altas y algunas calizas cavernosas se aproximan al equivalente de tanques subterráneos. 1

La permeabilidad de un núcleo medida en el laboratorio puede variar considerablemente de la permeabilidad promedio del yacimiento o parte del mismo, ya que a menudo se presentan variaciones muy grandes en la dirección vertical y horizontal. Muchas veces la permeabilidad de una roca que parece uniforme puede cambiar varias en un núcleo de 1 pulgada. Por lo general, la permeabilidad medida paralela al plano de estratificación es más alta que la permeabilidad

vertical. Además, en algunos casos, la permeabilidad a lo largo del plano de estratificación varía considerable y consistentemente con la orientación del núcleo debido probablemente a la deposición orientada de partículas de mayor o menor alargamiento y a lixiviación o cementación posteriores por aguas migratorias. En algunos yacimientos pueden observarse tendencias generales de permeabilidad de un sitio a otro, y muchos yacimientos determinan sus límites total o parcialmente por rocas de cubierta superior. Es común la presencia de uno o más estratos de permeabilidad uniforme en parte o en todo el yacimiento. Durante el desarrollo adecuado de yacimientos es acostumbrado tomar muchos núcleos de pozos seleccionados a través del área productiva, midiendo la permeabilidad y porosidad de cada pie de núcleo recuperado.1

Permeabilidad Efectiva

Es la permeabilidad de una roca a un fluido en particular cuando la saturación de este es menor al 100%. P A L q K_f f f ∆ = µ (5)

Donde el subíndice f indica el tipo de fluido.

Permeabilidad Relativa

Conceptos Básicos

K K

K f

rf = (6) Krf= Permeabilidad relativa al fluido f

Kf= Permeabilidad al fluido f K= Permeabilidad absoluta

Representación de las Permeabilidades Relativas

El cálculo de las permeabilidades relativas es muy útil en la ingeniería de yacimientos. Las curvas que describen como varian con respecto a las saturaciones de los fluidos muestran factores importantes en el yacimiento en estudio.3

FIG. 5 REPRESENTACIÓN DE LAS PERMEABILIDADES RELATIVAS DE AGUA Y DE PETRÓLEO DE DONDE SE PUEDEN DETERMINAR PARÁMETROS COMO Swc Y Soc, ADEMÁS DE IDENTIFICAR FASE MOJANTE DE LA ROCA.

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 %Sw Kro 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Kr w Kro Krw PERMEABILIDADES RELATIVAS Soc Krw´ Kro´ Swc

Conceptos Básicos

Con la curva de permeabilidades relativas, en el caso del gráfico entre el agua y el petróleo, podemos identificar cuatro puntos importantes: Swc (Saturación de Agua Connata), Socψ

(Saturación Crítica de Petróleo), Kro´ (Permeabilidad Relativa del Petróleo en el punto de Swc)

y Krw´ (Permeabilidad Relativa del Agua en el punto de Soc) que constituyen los Ends Points o

Puntos Finales de las curvas.

Características de las Curvas de Permeabilidad Relativa

1. Para que un proceso de imbibición (desplazamiento de petróleo por agua) la fase mojante

(fluido que tiende a adherirse a las paredes de la roca) comience a fluir se requiere alcanzar un cierto valor de saturación a fin de formar una fase continua. Esto se denomina Saturación Crítica o de Equilibrio (0 –30%)

2. Para que un proceso de drenaje ocurre una saturación equivalente de la fase no mojante (0-15%)

3. La permeabilidad relativa de la fase mojante se caracteriza por una rápida declinación para pequenas disminuciones en saturaciones a valores altos de saturación de la fase mojante 4. La permeabilidad relativa de la fase no mojante aumenta rápidamente para pequeños

incrementos de saturación de dicha fase por encima de la saturación de equilibrio.

5. Las sumas de las permeabilidades relativas (Kro + Krw) ó (Kro+Krg) representan la interacción mútua entre las fases, lo cual hace disminuir la suma de las permeabilidades relativas a un valor menor de la unidad, para la mayoría de los valores de saturación.

6. En la producción de petróleo, el agua y el petróleo fluirán a saturaciones que estarán entre los dos puntos finales.

7. El punto de cruce entre las dos curvas en general no ocurre Sw iguales a 50% por lo que se tiene que:

Si en Sw=50% => Krw<Kro =Agua es Fase Mojante => Krw>Kro =Petróleo es Fase Mojante3

ψ

El agua connata no se puede producir, es una película de agua adherida en las paredes de los poros que reduce el volumen que ocupa el petróleo Saturación Irreducible es la fracción del volumen de un fluido que no se puede producir, debido a que queda atrapado por presiones capilares y

Conceptos Básicos

2.4.COMPRESIBILIDAD

La compresibilidad es el cambio en volumen por cambio unitario en de presión

      ∂ ∂ − = P V V C 1 (psi)-1 (7) C=Compresibilidad V=Volumen

δV/δP =Cambio en Unidad de Volumen por Cambio Unitario de Presión Las compresibilidades más importantes en conocer son:

• Compresibilidad de la Matriz • Compresibilidad de los Poros • Compresibilidad Total • Comrpresibilidad Efectiva 3

2.5.TENSIÓN SUPERFICIAL ó INTERFACIAL. PRESIÓN CAPILAR

Es la fuerza que se requiere por unidad de longitud para crear una nueva superficie. La tensión superficial e interfacial es normalmente expresada en dinas/cm lo que es igual a la energía de superficie en ergios/cm2_. 3 ) (θ σ Cos T_A = _WO (8) TA = Tensión de Adhesión

σSO = Tensión Interfacial entre el sólido y la fase más liviana σSW = Tensión Interfacial entre el sólido y la fase más densa σWO = Tensión Interfacial entre los fluidos

θ = Ángulo de contacto agua-sólido-petróleo

Conceptos Básicos

Relación del ángulo de contacto con la tensión de adhesión: TA > 0 - θ < 90º TA ≅ 0 - θ ≅ 90º TA < 0 - θ > 90º

θ < 90º => Mojada preferencialmente por agua (Proceso de Imbibición)

θ > 90º => Mojada preferencialmente por petróleo (Proceso de Drenaje) (en la figura representada por el mercurio en laboratorio)ψ

ψ

El desplazamiento de petróleo por agua en un yacimiento mojado por agua es imbibición. El desplazamiento de petróleo por agua en un yacimiento mojado por petróleo es drenaje FIG. 6 REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE UNA GOTA DE PETRÓLEO ADHERIDA A UNA SUPERFICIA SÓLIDA, CON LAS RESPECTIVAS FUERZAS PRESENTES Y EL ÁNGULO DE CONTACTO ENTRE AMBAS SUPERFICIES.

θ PETRÓLEO

σ

σ

σ

Conceptos Básicos

Presión Capilar

El hecho de que el agua y el petróleo sean inmiscibles es muy importante. Cuando tales fluidos estan en contactos una interfase bien definida existe. Las moléculas cerca de la interfase están desigualmente atraida por las moléculas vecinas y esto da un incremento en el nivel de energía libre en la superficie por unidad de área o tensión interfacial. Si la interfase es curva la presión en el lado cóncavo excede el convexo y esta diferencia es conocida como presión capilar. La expresión general para calcular la presión capilar en cualquier punto de la interfase entre petróleo y agua es (Expresión de Laplace): 4

      + = − = 2 1 1 1 r r p p P_{c o w} ο (9)

Pc= Presión Capilar (unidades absolutas) σ= Tensión Interfacial

r1 y r2 = Radios de Curvatura en cualquier punto de la interface donde las presiones en el petróleo y en el agua son po y pw respectivamente.

FIG. 8 ENTRAMPAMIENTO DE AGUA ENTRE DOS GRANOS ESFÉRICOS DE ARENISCA EN UN RESERVORIO DE ROCA MOJADA POR AGUA .

r1 x

r₂

ROCA

Conceptos Básicos

Existe una relación inversa entre la presión capilar y la saturación de agua, dicha relación es llamada curva de presión capilar, la cual es medida rutinariamente en laboratorio. Para tal experimento típicamente se emplea aire vs salmuera o aire vs mercurio y la curva resultante se convierte al sistema agua-petróleo del yacimiento.4

La curva que comienza en el punto A, con la muestra saturada 100% de agua, la cual es desplazada por petróleo, representa el proceso de drenaje.. En el punto B o de saturación de agua connata existe un discontinuidad aparente en la cual la saturación de agua no puede ser reducida más (saturación irreducible), a pesar de la presión capilar que existe entre las fases. Si se tiene que el petróleo se desplaza con agua, el resultado es la curva de imbibición. La diferencia entre los dos procesos se debe a la histéresis del ángulo de contacto. Cuando la saturación de agua ha crecido a su máximo valor Sw= 1- Sor, la presión capilar es 0 (punto C). En este punto la

P _c S_w S_o 0 100% 100% 0 DRENAJE IMBIBICIÓN B C _A S_{WC 1-SOR}

Conceptos Básicos

saturación residual de petróleo no puede ser reducida a pesar de las diferencias de preisón capilar entre el agua y el crudo.

La presión capilar también puede ser interpretada en terminos de la elevación de un plano de saturación constante de agua sobre el nivel al cual la presión capilar es 0. La analogía es usualmente comparada entre el levantamiento en el yacimiento y el experimento de laboratorio, mostrado en la figura 10, donde intervienen petróleo y agua, siendo la última la fase mojante. 4

En el punto donde la presión capilar (Pc) es cero, se tiene que la presión del petróleo (Po) es igual a la presión del agua (Pw). El agua se elevará en el capilar hasta alcanzar la altura H, sobre el nivel de la interfase, cuando el equilibrio se haya alcanzado. Si Po y Pw son las presiones de petróleo y de agua en los lados opuestos de la curva de interfase, se tiene que (unidades absolutas): P gH P_o +ρ_o = (10) P gH P_w +ρ_w = (11) Restando ambas se obtiene:

gH P P P_o − _w = _C =∆ρ (12) PETRÓLEO AGUA TUBO CAPILAR R r PO P_W H PO=PW=P(PC=0) ELE V A C IÓ N PRESIÓN PC AGUA PETRÓLEO

Conceptos Básicos

Además considerando en detalle la geometría en la interfase del tubo capilar, si la curvatura es aproximadamente esférica con radio R, entonces aplicando la ecuación de Laplace (9) r1=r2= R en todos los puntos de la interfase. También si r es el radio del tubo capilar, entonces r=RCosθ y se tiene que: 4 gH r Cos P P P_o − _w = _c = 2σ θ =∆ρ (13)

Dicha ecuación es frrecuentemente usada para dibujar una comparación entre el experimento de laboratorio explicado anteriormente y el levantamiento capilar en el yacimiento, pudiendose definir los siguientes puntos:

• Saturación de Agua Irreducible: Es la saturación de agua que no puede ser reducida sin importar cuanto más se aumente la presión capilar.

• 100% Nivel de Agua: Es el punto en que la mínima presión requerida de la fase mojante desplace la fase mojante y comience a penetrar los poros mayores.

• Nivel de Agua Libre: Nivel hipotético donde la presión capilar es igual a cero. En este punto no existe interfase entre los líquidos en la roca.

• Zona de Transición: Intervalo en el yacimiento entre el 100% Nivel de Agua y el punto más profundo de la zona más pendiente de la curva de presión capilar.

• Contacto Agua Petróleo: Esto ocurre en el tope de la zona de transición donde la condición de la fase mojante cambia de continua a no continua (funicular a pendicular). La fase no mojante se pone en contacto con la superficie sólida 3

Curvas de Presión Capilar Promedio. Función J (Leverett)

2 1 ) ( _      = φ σ K Pc Sw J (14)

Conceptos Básicos

σ = Tensión Interfacial (dinas/cm) K= Permeabilidad (cm2)

φ= Porosidad (fracción)

Utilizando diferentes muestras se obtiene una valor de Jpara el yacimiento, conociendo la K , la φ, y σy. Se seleccionan valores de Sw y de la curva J vs Sw, se obtiene J. Repitiendo a diferentes Sw se obtiene la curva promedio Pc vs Sw para el yacimiento. 3

2.6.TORTUOSIDAD

La tortuosidad es la relación entre la longitud del tubo capilar equivalente al medio poroso (Lc) y la longitud del medio poroso (L). 3

2       = Τ L Lc (15)

Lc= Distancia promedio recorrida por el flujo

L = Longitud entre dos superficies donde ocurre el flujo

FIG. 11 EL MEDIO POROSO ES NO ES TOTALMENTE RECTO, POR EL CONTRARIO ES SINUOSO Y LA RELACIÓN ENTRE LA LONGITUD TOTAL DEL MEDIO POROSO Y LA LONGITUD ENTRE LAS SUPERFICIE DONDE OCURRE EL FLUJO ES TORTUOSIDAD .

L Lc

Conceptos Básicos

2.7.RAZÓN DE MOVILIDAD

Se define como la relación de flujo de un fluido desplazante a fluido desplazado. Si se tiene que:

M o w ko kw L P A ko L P A kw qo qw o w o w _{= = =} ∆ ∆ = λ λ µ µ µ µ . . . . . . (16) M = Relación de Movilidades

λw= Movilidad del Agua (Fase Desplazante) λo= Movilidad del Petróleo (Fase Desplazada)

Si M>1 Relación de Movilidad desfavorable, la fase desplazante penetra la desplazada

Si M<1 Relación de Movilidad favorable, la fase desplazante desplazará ordenadamente al petróleo. (Tipo Pistón).

2.8.PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

De manera general los fluidos están clasificados como gases y líquidos. Un fluido puede existir como gas, líquido, dependiendo de la presión y temperatura a la cual el fluido está sometido. Vapor es cualquier sustancia que existe en estado gaseoso durante condiciones normales o standard. En cuanto a hidrocarburo se refiere es conveniente pensar que gas y vapor son sinónimos.

Un sistema de hidrocarburos puede ser homogéneo o heterogéneo. Un sistema homogéneo es aquel que tiene las mismas propiedades químicas y físicas a lo largo de su extensión, y un sistema heterogéneo es todo lo contrario, es decir, no mantiene las mismas propiedades químicas y físicas, y además está compuesto por partes, o por fases, diferenciandose entre ellas por sus propiedades. Una fase es homogénea y está separada del resto de las fases por distintos bordes. La dispersión de una fase respecto al sistema heterégoneo es inmaterial, es decir, no

Conceptos Básicos

necesariamente tiene que ser continua. Un sistema heterogéneo por ejemplo podría consistir de agua, hielo, y vapor de agua.

Las siguientes definiciones son importantes para poder comprender las propiedades de los fluidos:

• Presión: Es la fuerza por unidad de área ejercida por las moléculas alrededor de los materiales

• Temperatura: Es una medida de la energía cinética de las moléculas

• Fase: Es cualquier parte homogénea de un sistema que físicamente distinta a las otras partes. • Componente: La cantidad de elementos independientes que constituyen un sistema. Por

ejemplo el gas natural, puede consistir de metano, etano, o cualquier otra combinación química, y cada uno de ellos son componentes.

• Propiedades Intensivas: Son aquellas propiedades independientes de la cantidad de materiales bajo consideración.

• Propiedades Extensivas: Son aquellas propiedades directamente proporcionales a la cantidad de materiales bajo consideración.

• Punto Crítico de un sistema de una sola fase: El más alto valor de presión y de temperatura a la cual dos fases de un fluido pueden coexistir.

• Punto Crítico de un sistema multifásico: Es el valor de presión y temperatura donde las propiedades intensivas del gas y del líquido son continuas e idénticas.

• Temperatura Crítica: Temperatura en el punto crítico. • Presión Crítica: Presión en el punto crítico.

• Presión de Saturación: Presión a la cual el petróleo ha admitido todo el gas posible en solución.

• Punto de Burbujeo: Es el punto donde a una determinada presión y temperatura se forma la primera burbuja de gas del líquido en una región de dos fases.

• Punto de Rocío: Es el punto donde a una determinada presión y temperatura se forma líquido del gas en una región de dos fases.

Conceptos Básicos

• Cricondentérmico: La más alta temperatura a la cual el líquido y el vapor pueden coexistir en equilibrio.

• Cricondenbárico: La mayor presión a la cual el líquido y el vapor pueden coexistir en equilibrio.

• Retrógrado: Cualquier región donde la condensación o vaporización ocurre de forma contraria al comportamiento normal.

• Condensación Retrograda: Cuando el líquido se condensa bien sea disminuyendo la presión a temperatura constante, o incrementando la temperatura a presión constante. 5

ϕ

ϕ

Extraído de Presentación Reseng I Autor José Sierra, Halliburton

FIG. 12 SISTEMA MULTICOMPONENTE

5 0 0 1 0 0 0 1 5 0 0 2 0 0 0 2 5 0 0 3 0 0 0 3 5 0 0 4 0 0 0 0 5 0 1 0 0 1 5 0 2 0 0 2 5 0 3 0 0 3 5 0 5 0 0 1 0 0 0 1 5 0 0 2 0 0 0 2 5 0 0 3 0 0 0 3 5 0 0 4 0 0 0 0 5 0 1 0 0 1 5 0 2 0 0 2 5 0 3 0 0 3 5 0

Petróleo con Gas Disuelto Petróleo

Petróleo con Gas con Gas

Disuelto

Disuelto

Gas-Condensado Retrógrado

Gas-Gas-CondensadoCondensado

Retrógrado

Retrógrado

Gas en una sóla Fase Gas en

Gas en una sóla una sóla

Fase Fase Punto Punto Crítico Crítico Punto Punto de de Bu rbuja Burbu

ja PuntoPunto de de _{Rocío Rocío}

80% 40% 20% 10% 5% 0% Volum en de Líqu ido Temperatura del

Temperatura del Reservorio (°F) Reservorio (°F)

P res ión del P res ión del R es er v o rio ( R es er v o rio ( ps ia ps ia ) )

Conceptos Básicos

2.8.1.RELACIÓN GAS DISUELTO (Rs)

Es la cantidad de gas medida en pies cúbicos normales (PCN), que se disuelven en un barril de petróleo, medido a condiciones (BN), cuando la mezcla se somete a las condiciones de presión y temperatura del yacimiento se expresa en PCN/BN. 3

Depende de : • Presión • Temperatura

• Composición del gas y del petróleo • Tipo de Liberación

FIG. 13 COMPORTAMIENTO DE Rs VERSUS PRESIÓN DE YACIMIENTO. PB ES PRESIÓN DE

BURBUJEO 0 200 400 600 800 1000 2000 3000 4000 6000 8000 10000 pB Rs (PCN/BN) Presión (lpca)

Conceptos Básicos

2.8.2.FACTORES VOLUMÉTRICOS DE FORMACIÓN (Bo, Bg, Bt)

Factor Volumétrico del Petróleo (Bo)

El factor volumétrico de formación del petróleo, Bo, es el volumen de la masa de petróleo a presión y temperatura de yacimiento dividido por el volumen de la misma masa a condiciones de superficie. El volumen de petróleo es menor en superficie comparado con el de la formación debido a diversos factores. El factor de merma (shrinkage) (1/Bo) es el recíproco del factor volumétrico del petróleo.

Uno de los factores que más influye en el Bo es la cantidad de gas que viene de solución cuando la presión y la temperatura caen de las condiciones del yacimiento a condiciones de superficie. 5

FIG. 14 COMPORTAMIENTO DE Bo VERSUS PRESIÓN DE YACIMIENTO.

1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1000 2000 3000 4000 6000 8000 10000 pB Bo (BY/BN) Presión (lpca)

Conceptos Básicos

Factor Volumétrico de Formación del Gas (Bg)

El factor volumétrico de formación del gas, Bg, es el volumen de la masa de gas a presión y temperatura del yacimiento dividido por el volumen de la misma masa de gas a condiciones de superficie. El volumen de gas es mayor en superficie comparado con el de la formación. El gas se expando debido a la reducción de temperatura y presión de condición de reservorio a superficie. Adicionalmente, cualquier fluido producido puede contener gas inicialmente disuelto en el mismo, pero con la reducción en presión y temperatura el gas saldrá de solución.

Bajo condiciones normales, Vsc=1, Psc=14.7 atm, Tsc=60 o_{F, donde T, P y Z están a} condiciones de yacimiento, Bg, puede ser estimada como:

P ZT

Bg=0.00504 (cf/scf) (17)

Factor Volumétrico Total o Bifásico (Bt)

El factor volumétrico total o bifásico, Bt, se define como el volumen que ocupa a condiciones de yacimiento un barril fiscal de petróleo y el gas que contenía inicialmente en solución. Puede ser estimado como : 3

) (Rsi Rs Bg

Bo

Bt= + − (18)

FIG. 14 COMPORTAMIENTO DE Bt, Bo VERSUS PRESIÓN DE YACIMIENTO.

1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1000 2000 3000 4000 6000 8000 10000 pB Bo (BY/BN) Presión (lpca) Bt Bt Boi Bti = Bo

Conceptos Básicos

2.9.CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS EN BASE A LOS HIDROCARBUROS QUE CONTIENEN

Yacimientos de Gas (Gas Reservoirs)

Los gases naturales consisten generalmente de 60% a 80% de metano, y el resto principalmente compuesto de hidrocarburos gaseosos como el etano, propano, butano, y pentano. Lo menos que un gas natural puede contener de metano es el 7%. Cuando el nitrógeno, el dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, y helio estan presentes en pequeñas cantidades son consideradas impurezas, sin embargo cuando hay cantidades suficientes pueden ser usadas de forma comercial. Los hidrocarburos que estan en condición de vapor en el yacimiento están clasificados como gas, y se subdividen en tres clasificaciones: gas condensado, gas mojado, o gas seco. 5

Yacimientos de Gas Condensado (Condensate Gas Reservoirs)

Un yacimiento de gas condensado o retrogrado existe cuando la temperatura inicial del yacimiento está entre la temperatura crítica y cricondertérmica, y la presión inicial de yacimiento es igual o mayor que la presión de rocío. A medida que va produciendo el reservorio, la presión disminuye hasta que el punto de saturación es alcanzado. En este punto el líquido comienza a condensar. A medida que la presión se va reduciendo el porcentaje de líquido se incrementa hasta un punto donde cualquier otra disminución de presión solo se encontrará gas. Cuando se tiene este tipo de yacimiento, el mantenimiento de la presión es fundamental para optimizar la producción. En condiciones de separador, aproximadamente el 25% de los hidrocarburos presentes son líquidos, por lo tanto no es posible clasificar el yacimiento solo por los fluidos que se producen.

La posición relativa del punto crítico es determinado por la cantidad de hidrocarburos livianos presentes (metano, etano, y propano) en la mezcla. Cuando los hidrocarburos livianos conforman un alto porcentaje en la mezcla total, la temperatura crítica de la mezcla alcanzará la temperatura crítica del componente más liviano.

Conceptos Básicos

Un ejemplo de un sistema de condensado es uno compuesto de un gas natural y una mezcla de gasolina natural. La temperatura crítica de esta mezcla es tal que si le mezcla estuviera acumulada en un reservorio, a una considerable profundidad (temperatura de yacimiento entre 100 ºF y 200ºF), el fluido se comportará como gas condensado.

Esto conduce a dos interesantes fenómenos asociados con la producción de gas condensado: en la medida que se drena el yacimiento, la presión del yacimiento declina y una condensación retrógrada isotérmica ocurre. Segundo, el fluido producido es sujeto a disminución de presión y de temperatura. El líquido que se produce en los separadores es el resultado de la normal condensación por la disminució de temperatura. Un yacimiento de gas condensado típicamente tiene Relación Gas Líquido (RGL ò GLR por sus siglas en inglés) de 8000 hasta 70000 scf/bbl, y gravedades cercanas y superiores a los 40º API. 5

ϕ Reservorio Reservorio Reservorio Punto Crítico Punto Crítico Punto Crítico Pr es ió n Pr es ió n Temperatura Temperatura Punt o Punt o d e de b urbu ja bur buja Punt o Punt o de de rocío rocío Punto

Punto de de rocío rocío

LIQ UID O LIQ UID O Separador Separador

Separador

GAS

GAS

GAS

GAS

GAS

GAS

Conceptos Básicos

Yacimientos de Gas Rico (Yacimientos de Gas Mojado ó Wet Gas Reservoirs, en inglés)

Un yacimiento de gas mojado está compuesto menor porcentaje de componentes pesados que el de gas condensado. Esto causa que el diagrama de fases sea menos ancho y que el punto crítico esté a menor temperatura que en el caso anterior. La temperatura de yacimiento excede la temperatura crincondertémica, la cual causa que el fluido del yacimiento permanezca en una sola fase a pesar de que disminuya la presión. Entonces la región bifásica nunca se alcanza en el yacimiento por lo que no se encuentran líquidos en el mismo, pero esto no quiere decir que no se pueda producir líquido de estos yacimiento, ya que a nivel de separadores en superficie tenemos el fluido en forma bifásica, y el líquido se condensa en el separador. Las diferencias básicas con los yacimientos de gas condensado son: 1.-Condensación Retrograda Isotérmica no ocurre en este tipo de yacimiento con declinación de la presión. 2.-La producción de líquido del separador en este los yacimientos de gas rico es menor que en los de gas condensado. 3-Menos componentes pesados están presentes en la mezcla de gas rico.La RGL está entre 60000 scf/bbl y 100000 scf/bbl, con gravedades superiores a los 60º API. 5

ϕ

Extraído de Presentación Reseng I Autor José Sierra, Halliburton

GAS

GAS

GAS

Conceptos Básicos

Yacimientos de Gas Seco (Dry Gas Reservoirs)

Un yacimiento de gas seco está compuesto principalmente por metano y etano con pequeños porcentajes de componentes pesados. Tanto en el separador en superficie, como en las condiciones iniciales en el yacimiento permanecen en una sola región. Los hidrocarburos líquidos no se condensan de la mezcla ni en el yacimiento ni en los separadores. El término seco, en este caso se refiere solo a la falta de hidrocarburos líquidos no a otros líquidos que se puedan condensar durante la vida productiva del yacimiento o en el proceso de separación.

ϕ

ϕ

Extraído de Presentación Reseng I Autor José Sierra, Halliburton

GAS

GAS

GAS

Conceptos Básicos

Yacimientos de Petróleo

Las mezclas de hidrocarburos que existen en estado líquido a condiciones de yacimiento son clasificados como yacimientos de petróleo. Estos líquidos estan divididos en yacimientos de petróleo de alto encogimiento (high shrinkage) y bajo encogimiento (low shrinkage), en base a la cantidad de líquido que se produce en superficie. Además de esa clasificación existe los yacimientos saturados y subsaturados, dependiendo de las condiciones iniciales del yacimiento. El petróleo es considerado saturado si esta sobre o cerca del punto de burbujeo. Con una pequeña caída de presión el gas se produce del petróleo saturado. Cuando se necesita una gran caída de presión para producir gas del petróleo, el yacimiento se considera subsaturado. A medida que se drena el yacimiento, la presión va disminuyendo y el punto de burbujeo se alcanza, permitiendo así que se produzca el gas que estaba en solución.

ϕ

ϕ

Extraído de Presentación Reseng I Autor José Sierra, Halliburton

Pr es ió n Pr es ió n Temperatura Temperatura Pun to Pun to de de bur buja bur buja Punt o Punt o d dee rocío rocío Reservorio Reservorio Reservorio Punto Crítico Punto Crítico Punto Crítico

GAS

GAS

GAS

LIQUIDO

LIQUIDO

LIQUIDO

Conceptos Básicos

La química del petróleo es bastante compleja, un crudo puede contener varios miles de diferentes compuestos que pertenecen hasta a 18 series diferentes de hidrocarburos. El petróleo es generalmente descrito por su gravedad específica, una cantidad que es fácil mente medible con un hidrómetro flotante. La gravedad API viene definida por la siguiente ecuación: 5

5 . 131 º 60 @ . 5 . 141 º = − F Esp Grav API (19)

2.10. RESERVAS DE HIDROCARBUROS. ESTIMACIONES DE RESERVA. DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN

Petróleo Original en Sitio (POES)

El petróleo original en sitio (POES) es el volumen inicial u original de petróleo existente en las acumulaciones naturales. 6

Reservas

Las reservas están definidas como aquellas cantidades de petróleo las cuales anticipadamentes se consideran comercialmente recuperables de una acumulación conocida en una fecha determinada. Todas las estimaciones de reservas involucran un grado de incertidumbre, la cual depende principalmente de la cantidad de información de geología e ingeniería confiable y disponible al tiempo de la interpretación de esos datos. El grado relativo de incertidumbre conduce a clasificar básicamente las reservas en: probadas y no probadas. Las no probadas tienen menos certezas de ser recuperadas que las probadas y a su vez se subclasifican en

probables y posibles.

La estimación de reservas es determinística si es realizada basada en datos geológicos, económicos y de ingeniería conocidos. La estimación es probabilística cuando los datos geológicos, económicos y de ingeniería conocidos son usados para generar un rango de estimaciones y las probabilidades asociadas. La clasificación de reservas como probadas, probables y posible ha sido la más frecuente e indica la probabilidad de recuperarlas. Continuamente las reservas deben ser revisadas por la información geológica o de ingeniería que

Conceptos Básicos

surgan o si las condiciones económicas cambian. Las reservas pueden ser atribuidas a los métodos de energía natural y los métodos de recuperación mejorados, tales como mantenimiento de la presión, inyección de agua, métodos térmicos, inyección de químicos, y el uso de fluidos miscibles e inmiscibles. 6

Reservas Probadas

Las reservas probadas son aquellas cantidades de petróleo las cuales, por análisis geológicos y de ingeniería, pueden ser estimadas con una certeza razonable de ser comercialmente recuperables. Si se emplea el método determinístico existe un alto grado de confiabilidad en las cantidades a ser recuperadas. Si se emplea el probabilístico, debe existir un 90% de probabilidad que las cantidades que se recuperen serán igual o mayor que las estimadas. En general las reservas se consideran probadas la factibilidad de producir comercialmente esta confirmada por las pruebas de producción y de formación. En el contexto, el término se refiere a las cantidades en reservas, mas no a la productividad del pozo o del yacimiento. En ciertos casos, las reservas probadas pueden ser realizadas basadas en registros de pozos y análisis de núcleos que indican que el reservorio tiene un importante contenido de hidrocarburo que es similar a otros reservorios en la misma área que se está produciendo, o ha demostrado la misma capacidad de producir de acuerdo a las pruebas de formación.

El área considerada como probada incluye: área delineada por perforación y definida por los contactos entre los fluidos, si existe alguno, y por las porciones sin perforar del yacimiento que indican razonablemente la existencia de reservas comercialmente explotables. Se pueden considerar reservas probadas si existen las facilidades para el proceso y el transporte de dichas reservas se encuentran operacionales o se estiman estarán disponibles en un tiempo de espera breve. Las reservas en localizaciones no desarrollada reciben el nombre de probadas no

desarrolladas. Las reservas que se producen de la aplicación de métodos de recuperación

mejorada se incluyen en probadas cuando: una prueba exitosa de un proyecto piloto o una respuesta favorable de un programa en yacimientos análogos o con propiedades roca-fluido similares.6

Conceptos Básicos

Reservas No Probadas

Las reservas no probadas están basadas en las mismas técnicas y sondeos que las probadas, solo que las incertidumbres técnicas, contractuales, económicas o regulatorias, excluyen a las mismas de ser clasificada como probadas. Las reservas no probadas a su vez pueden ser probables y

posibles. Las reservas no probables pueden ser estimadas asumiendo condiciones futuras

condiciones económicas diferentes de aquellas que prevalecen al tiempo en que se estiman. 6

Reservas Probables

Las reservas probables son aquellas reservas no probadas que de acuerdo a las estimaciones pertinentes parecen no ser recuperables. Cuando se aplican métodos probabilísticos, debería haber al menos 50% de probabilidad que se produzcan las cantidades que se recuperen sean iguales o excedan la suma estimada de reservas probadas más las probables. Las reservas probables incluyen aquellas que son anticipadas a pruebas de producción, aquellas que aparecen en los registros pero por la falta de datos de núcleos o pruebas definitivas y las cuales no son análogas a las arenas productoras o al de las áreas de reservas probadas, reservas atribuibles a futuros trabajos de reacondicionamiento.6

Reservas Posibles

Las reservas posibles son aquellas reservas no probadas que de acuerdo a los análisis parecen menos recuperables que las probables. Empleando métodos probabilísticos debería existir al menos el 10% de probabilidad que se produzcan las reservas inicialmente cuantificadas. Las reservas posibles pueden ser aquellas que podrían existir más allá de las áreas clasificadas como probables, también las que aparecen en registros y en análisis de núcleos pero no pueden ser productivas a tasas comerciales. 6

Conceptos Básicos

Estimación de Reservas Método Volumétrico

El petróleo original en sitio puede ser estimado mediante la siguiente ecuación:

oi oi B S Ah N =7758 φ (20) N= Petróleo Original en Sitio

A= Área en acres

h= Espesor promedio, en pies (intervalo donde hay presencia de petróleo) φ= Porosidad Promedio, en fracción

Soi= Saturación inicial de petróleo, en fracción

Boi=Factor Volumétrico de Formación del Petróleo Inicial (BY/BN) El gas original en sitio puede ser estimado mediante la siguiente ecuación:

si NR

G= (21)

G=Gas original en sitio, pies cúbicos normales (scf) N=Petróleo original en sitio, barriles normales (BN) Rsi= Solubilidad inicial del gas en el petróleo (scf/bn) El gas libre original en sitio

gi gi B S Ah G= 43558 φ (22) G=Gas original libre en sitio, pies cúbicos normales (scf) Sgi= Saturación inicial de gas, en fracción

Bgi=Factor Volumétrico de Formación del Gas Inicial (cf/scf)

Conceptos Básicos

Correlaciones API

La correlación API para el cálculo de la eficiencia de recobro para yacimientos por empuje de gas viene dada por (arenas, areniscas, rocas carbonáticas) :

( )

ER= Eficiencia de Recobro, % del petróleo φ= Porosidad, Fracción

Swi= Saturación de agua intersticial en la fracción de espacio poroso Bob= Factor Volumétrico de Formación del Petróleo (BY/BN) k = Permeabilidad Absoluta, darcy

µo= Viscosidad del Petróleo en el punto de Burbujeo, cps Pb= Presión de Burbujeo, psia

Pa= Presión de Abandono, psia

La correlación API para el cálculo de la eficiencia de recobro para yacimientos con empuje de agua viene dada por (arenas y areniscas):

                  − = − Pa Pi x Swi x wi k x Boi Swi E OI R 1903 . 0 0770 . 0 0422 . 0 ) ( ) 1 ( 898 . 54 µ µ φ (24)

ER= Eficiencia de Recobro, % del petróleo

Boi= Factor Volumétrico Inicial de Formación del Petróleo (BY/BN) µwi= Viscosidad Inicial del Agua, cp

µoi= Viscosidad Inicial del Petróleo, cp Pi = Presión Inicial del Yacimiento, psia 2

Conceptos Básicos

Ecuaciones de Curva de Declinación

Una expresión generalizada para la declinación de la tasa puede ser como sigue:

n Kq q dt dq D= = (25) D= Indice de Declinación

q= Tasa de producción, barriles por día, mes o año t= Tiempor en días, mes o año

K= Constante n= Exponente

La declinación puede ser constante o variable en el tiempo, teniendo principalmente tres formas básicas para la declinación de la presión

• Declinación Exponencial/Constante t qi qt D       − = ln (26) n=0, K=Constante

qi= Producción Inicial qt= Producción al tiempo t

Las relaciones tiempo –tasa, y tasa – acumulados, vienen dadas por:

Dt e qi qt= . − (27) D qt qi Qt= − (28)

Qt= Producción Acumulado al tiempo t Otra ecuación de declinación exponencial es:

Conceptos Básicos

qi q D´= ∆ (29)

Siendo ∆q la razón de cambio de la tasa para el primer año. En este caso, la relación entre D y D´ viene dada por:

´) 1 ln( 1 ln D qi q D _=− −      ∆ − − = (30) • Declinación Hipérbolica n Kq q dt dq D=− = (0<n>1) (31)

Esta ecuación es idéntica a la expresión general de declinación, a excepción de la constante n. Para las condiciones iniciales se tiene que:

n i q Di K = (32)

Las relaciones tiempo –tasa, y tasa – acumulados, vienen dadas por:

n it nD qi qt 1 ) 1 ( + − = (33) y i n t n i n i D n q q q Qt ) 1 ( ) ( 1 1 − − = − − (34)

Conceptos Básicos • Declinación Armónica Kq q dt dq D=− = (35) Para n = 1

Para las condiciones iniciales se tiene que:

qi Di K = (36)

Las relaciones tiempo –tasa, y tasa – acumulados, vienen dadas por:

) 1 ( Dt qi qt i + = (37) y qt qi Di qi Qt= ln (38)

Tanto el modelo exponencial como el modelo armónico, son casos especiales de la declinación hiperbólica. 2

Estimación de Reservas por Balance de Materiales. Reservorios de Petróleo

La base del balance de materiales es la ley de la conservación de la masa (la masa no se crea ni se destruye). Matemáticamente, la expresión general, de balance de materiales puede describirse tal como sigue:

Volumen Recuperado= Exp. Petr. + Gas Orig Dis. + Exp Capa de Gas + Reducción del Volumen de Hidrocarburo por agua connata + Influjo Natural del Agua. (39)

El balance de materiales como una ecuaciòn lineal, viene dada por :

(

)

Conceptos Básicos

Donde:

F = Volumen Recuperado (BY) puede ser igual a

(

)

[

]

(

)

[

]

Np = Producción de petróleo acumulado, BN

Bo = Factor Volumétrico de Formación del Petróleo, BY/BN Rs = Gas en Solución del Petróleo, cf/BN

Bg = Factor Volumétrico de Formación del Gas BY/SCF Wp = Producción de Agua acumulada, BN

WI = Inyección de Agua acumulada, BN Gi = Inyección de Gas acumulada, cf

Rp = Relación de gas y petróleo acumulado, Producción de gas aculmulado sobre Producción de petróleo acumulado, cf/BN

N = Petróleo original en sitio, BN

Eo = Expansión de petróleo y gas original en solución, BY/BN , es igual a :

ti t B B − = (43)

(

) (

)

(

)

m Fracción del volumen inicial de la capa de gas, es igual a

Petroleo de zona la en ros Hidrocarbu de Inicial Volumen Gas de Capa la en ros Hidrocarbu de Inicial Volumen _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ = (BY/BN) (46)

Eg = Expansión de la capa de gas, BY/BN, igual a

        − = 1 gi g oi B B B (47)

Conceptos Básicos

(

)

Cw,Cf = Compresibilidad del agua y de la formación respectivamente, psia-1 Swi = Saturación Inicial de Agua, en fracción

∆p = Caida de presión , psi

We = Influjo acumulado de agua natural BY, igual a = US(p,t) (49) donde

U = Constante de acuífero, BY/psi S(p,t) = Función de acuífero

Wang y Tesdale listaron constantes teoricas y la función U para distintos tipos de acuiferos. La ecuación de balance de materiales puede ser usada para estimar el petróleo original en sitio por el cotejamiento del comportamiento de la historia de producción y predecir la futura curva de producción.

Para una yacimiento con empuje de gas, donde no hay una capa de gas inicial (m=0), no hay inyección de gas(Gi = 0), ni agua,(Wi = 0), y no existe influjo natural de agua (we= 0), la ecuación de balance de materiales puede ser reducida a:

(

)

[

]

(

)

Para el punto de presión de burbujeo (por debajo de la saturaciòn del petròleo), se tiene que

si s

p R R

R = = ,B_ti =B_oi y B_t =B_o (51) Luego, despreciando la producción de agua, la ecuación se reduce a :

Conceptos Básicos p C B B N N e o oi p _∆       = (52) Donde :

(

)

So = Saturación de petróleo, en fracción Co = Compresibilidad del petróleo.

Si el POES es conocido , la ecuaciòn 52 puede ser usada para calcular la futura producción, con las sucesivas caidas de presión a partir de la presión inicial.

Por debajo del punto de burbuja , y despreciando la producción de agua y la compresibilidad de la roca , la ecuación se reduce a :

(

)

La determinaciòn de la futura producción requiere no solo la solución de la ecuación, sino también de las subsiguientes ecuaciones para saturación de líquidos, relación gas-petròleo producido, y la producción de gas acumulado dadas como sigue a continuaciòn:

(

)

∑

Conceptos Básicos

µo,µg = Viscosidad del gas y el petróleo respectivamente, cps

κrg,κro= Fracciòn de permeabilidades relativas del gas y el petróleo respectivamente.

La soluciones simultáneas de balance de materiales y las ecuaciones subsidiarias son requeridas sobre el paso del tiempo o pasos de presiones correspondientes.

Reservorio de Gas

La ecuación de balance de materiales como ecuación lineal queda como sigue a continuación:

(

)

Gwgp = Producciòn de gas acumulado, scf =G_p +N_pcF_c

Gp= Producciòn Acumulada de Gas Seco scf Npc= Producción Acumulada de condensado, BN

Fc= Factor de conversión para condensado, scf/BN, igual a :

c c M γ 79 . 132 = (59)

γc = Gravedada especìfica de fluido (en este caso podría ser para condensado), igual a :

API o + = 5 . 131 5 . 141 (60) Mc= Peso molecular de condensado, igual a:

9 . 5 6084 − = API o (61)

G = Gas original en sitio. scf

Eg = Expansión del gas , BY/scf, igual a:

gi

g B

B −

= (62)

Conceptos Básicos

(

)

∆p= Presiòn inicial de yacimiento – Presiòn promedia del yacimiento, psia, igual a :

P P_i −

= (65)

We = Influjo de agua acumulada, BY

( )

= (49)

U = Constante de acuifero, BY/psi S(p,t) = Funciòn de acuifero, psi.

Para estudiar la depleción de un reservorio, We y Efw pueden ser despreciados. Luego considerando, la no presencia de agua ni producción de condensado, la ecuación de balance de materiales general , puede reducirse a una expresión mas sencilla, tal como sigue:

      − = G G z p z p p i i _{1 (66)}

Si se gráfica p/z Vs Gp, se obtendrá una línea recta. El GOES puede ser obtenido por extrapolación de la línea hasta el corte con el eje Gp. La ecuación previa puede ser usada directamente para calcular la futura producción de gas correspondiente a la presión dada. Si la presión de abandono es conocida, esta esta ecuación también puede ser usada para estimar la ultima producción de gas. 2

3. INTRODUCCIÒN GEOLOGÌA

La geologìa es la ciencia que estudia el origen, historia y estructura fìsica de la tierra. Esta ciencia es esencial para la industria petrolera ya que la mayoria del petròleo es encontrado dentro de las rocas.

La geologìa trata de responder tales preguntas, como cuan vieja es la tierra, de donde proviene su composiciòn. Para hacer esto se realizan una serie de estudios basados en la eviidencia de eventos ocurridos hace millones de años, tales como: terremotos y erupciones volcanicas.

Esta de igual forma se encarga de estudiar la composiciòn de la tierra la cual se formó hace 4.55 billones de años por una nube de polvo cósmico. El calor originò que los elementos radiactivos se fundieran. Los componentes, en su mayoría hierro y níquel descendieron al centro de la tierra formando un núcleo. Los geólogos creen que el núcleo esta formado por dos partes, una parte interna denominada núcleo sólido y una externa denominada núcleo lìquido, ambas partes son muy calientes, densas y se hallan sometidas a altas presiones, seguido a esto se forma una capa de minerales, denominada manto, la cual se halla por encima del núcleo externo y por ultimo sobre este manto se forma una corteza de roca producto de la solidificación de minerales ricos en aluminio, sílice, magnesio y otros.

En el ambito petrolero la geologìa se basa en el estudio de las rocas que contienen petròleo y gas, particularmente aquellas con suficiente petròleo , para ser comercialmente explotado.

Antes de continuar resulta importante aclarar lo que es un yacimiento de petròleo ya que muchos son los que piesan que un yacimiento es como un rìo fluyendo de un banco a otro, lo cual esta muy lejos de la realidad ya que un yacimiento de petròleo es una formaciòn de roca que contien petròleo y gas al lgual como una esponja contiene agua y su tamaño dependerà de la cantidad de petròleo y gas que contenga.