Recuperación secundaria en campos de petróleo y su conversión en almacenamientos subterráneos de gas natural

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(1)ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE MINAS. PROYECTO FIN DE CARRERA. DEPARTAMENTO DE MATEMÁTICA APLICADA Y MÉTODOS INFORMÁTICOS. RECUPERACIÓN SECUNDARIA EN CAMPOS DE PETRÓLEO Y SU CONVERSIÓN EN ALMACENAMIENTOS SUBTERRÁNEOS DE GAS NATURAL. SUSANA JIMÉNEZ MORALES. DICIEMBRE 2012.

(2) TITULACIÓN: INGENIERO DE MINAS. PLAN: 1996. Autorizo la presentación del proyecto Recuperación secundaria en campos de petróleo y su conversión en almacenamiento subterráneo de gas natural. Realizado por Susana Jiménez Morales. Dirigido por: Ramón Rodríguez Pons-Esparver. Firmado: Prof. Ramón Rodríguez Pons-Esparver Fecha: Diciembre 2012.

(3) AGRADECIMIENTOS. Quiero dar las gracias a mi tutor, Ramón Rodríguez Pons, y a mi padre, Mariano Jiménez Beltrán, por su tiempo dedicado a este proyecto. Quiero agradecer a la Escuela de Minas de Madrid por haberme formado, al profesor José Bernaola por haberme introducido al mundo del petróleo con su asignatura de Laboreo I, a la Universidad Técnica de Delft por haberme dado la oportunidad de comenzar mis estudios en Ingeniería de Petróleo, y de nuevo, a mi padre por haberme transmitido su pasión por esta profesión. También quiero dar las gracias a mis padres por haberme apoyado durante estos años de carrera y a Víctor por haber sido un fiel compañero en la vida y horas de estudio. Finalmente, quiero agradecer a mis compañeros de la Escuela, ahora mis amigos, que siempre me han ayudado y de los que me llevo un gran recuerdo.. II.

(4) ÍNDICE RESUMEN ...................................................................................................................... X ABSTRACT..................................................................................................................... X DOCUMENTO 1: MEMORIA 1. OBJETIVO Y ALCANCE ............................................................................................................ 2. 2. ANTECEDENTES ........................................................................................................................ 3. 3. CONCEPTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS ............................................................. 21. ! " ! 4. # $. %. $. DATOS ACTUALES .................................................................................................................. 37. $. 5. METODOLOGÍA........................................................................................................................ 38. # & " & 6. RESULTADOS ........................................................................................................................... 61. !. !. ! 7. CONCLUSIONES ....................................................................................................................... 82. 8. BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................................................... 83. III.

(5) DOCUMENTO 2: ESTUDIO ECONÓMICO 1. INTRODUCCIÓN………………………………….……………..………………..……………86. 2. INVERSIONES (CAPEX)………………………………………………………..…………….86. 3. INYECCIÓN Y EXTRACCIÓN DE GAS……………………………………………………...87. 4. PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO…….………………………………………...……………….88. 5. GASTO OPERACIONALES (OPEX)……………………………………….………………....88. 6. CUENTA DE RESULTADOS Y FLUJO DE CAJA…………………………..……………….89. 7. VALOR ACTUAL NETO (VAN)………………………………………………………………90. 8. TASA INTERNA DE RETORNO (TIR)………………………………..………………………90. DOCUMENTO 3: ANEXOS ANEXO A: TABLAS DE PRODUCCIÓN ANEXO B: CÓDIGO SIMULACIÓN ECLIPSE100 ANEXO C: UNIDADES. IV.

(6) ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2-1: Mapa tectónico del campo de Ayoluengo ...................................................... 3 Figura 2-2: Mapa estructural de la capa Ayoluengo ......................................................... 7 Figura 2-3: Sección sísmica interpretada del anticlinal del campo Ayoluengo ................ 7 Figura 2-4: Parámetros medidos con el método de Rock-Eval Pyrolysis....................... 10 Figura 2-5: Gráfico del Índice de Hidrógeno vs. Tmáx de una muestra del Jurásico Superior (Purbeck) del suroeste de la cuenca Vasco-Cantábrica ................................... 11 Figura 2-6: Corte transversal SO-NE del techo del anticlinal de Ayoluengo. ................ 13 Figura 2-7: Clasificación de las trampas......................................................................... 15 Figura 2-8: Trampas estructurales y estratigráficas de hidrocarburos ............................ 15 Figura 2-9: Etapas de generación de hidrocarburos........................................................ 17 Figura 2-10: Procesos geológicos en orden cronológico para la acumulación de hidrocarburos en Ayoluengo ........................................................................................... 18 Figura 2-11: Histórico del campo Ayoluengo ................................................................ 19 Figura 3-1: Porosidad dependiendo de la homogeneidad del tamaño de granos ............ 22 Figura 3-2: Porosidad dependiendo de la geometría de los granos ................................ 22 Figura 3-3: Ley de Darcy ................................................................................................ 23 Figura 3-4: Permeabilidad relativa de agua (Krw) y petróleo (Kro) respecto a la saturación del agua. El agua es la fase mojante y el petróleo la fase no mojante. .......... 25 Figura 3-5: Ángulo de contacto ( ) ................................................................................. 25 Figura 3-6: Presión capilar en un capilar cónico ............................................................ 26 Figura 3-7: Curva de presión capilar .............................................................................. 27 Figura 3-8: Tensión interfacial ....................................................................................... 28 Figura 3-9: Relación de los factores en condiciones estándar de superficie y en condiciones de yacimiento .............................................................................................. 31 Figura 3-10: Parámetros del petróleo.............................................................................. 31 Figura 3-11: Parámetros del gas ..................................................................................... 32 Figura 3-12: Diagrama presión-temperatura de fases de un fluido del yacimiento ........ 33 V.

(7) Figura 5-1: Empuje por gas en solución ......................................................................... 38 Figura 5-2: Tendencia de la presión del yacimiento según el tipo de empuje ................ 39 Figura 5-3: Tendencia del GOR según el tipo de mecanismo de empuje. ...................... 40 Figura 5-4: Desplazamiento de petróleo por gas en el medio poroso ............................. 41 Figura 5-5: Inyección de gas externa .............................................................................. 42 Figura 5-6: Curva de aprovisionamiento y demanda de gas natural............................... 45 Figura 5-7: Almacenamiento de gas en yacimiento agotado .......................................... 46 Figura 5-8: Sección de un pozo de almacenamiento ...................................................... 48 Figura 5-9: Proceso de inyección y extracción del gas en un yacimiento ...................... 49 Figura 5-10: Mapa capa Ayoluengo y dibujo aproximado de la capa en el modelo ...... 52 Figura 5-11: Capa Ayoluengo del modelo ...................................................................... 53 Figura 5-12: Pozos capa Ayoluengo ............................................................................... 55 Figura 6-1: Ajuste histórico. Producción modelo diaria de petróleo del campo (FOPR) y producción histórica diaria de petróleo del campo (FOPRH) en m3/día en superficie vs. tiempo ............................................................................................................................. 61 Figura 6-2: Ajuste histórico. Producción modelo total de petróleo del campo (FOPT) y producción histórica total de petróleo del campo (FOPRH) en m3 en superficie vs. tiempo ............................................................................................................................. 62 Figura 6-3: Ajuste histórico. Producción modelo diaria de gas del campo (FGPR) y producción histórica diaria de gas del campo (FGPRH) en m3/día en superficie vs. tiempo ............................................................................................................................. 63 Figura 6-4: Ajuste histórico. Producción modelo total de gas del campo (FGPT) y producción histórica total de gas del campo (FGPTH) en m3 en superficie vs. tiempo . 64 Figura 6-5: Ajuste histórico. Producción modelo diaria de gas libre del campo (FGPRF), producción modelo diaria de gas disuelto en petróleo del campo (FGPRS), ambas en m3/día en superficie, y presión del campo (FPR) en bar vs. tiempo ............................... 65 Figura 6-6: Ajuste histórico. Ratio modelo de producción gas-petróleo del campo (FGOR) en m3gas/m3petróleo en superficie y presión del campo (FPR) en bar vs. tiempo ............................................................................................................................. 66 Figura 6-7: Ajuste histórico. Producción modelo diaria de agua del campo (FWPR) y producción histórica diaria de agua del campo (FWPRH) en m3/día en superficie vs. tiempo ............................................................................................................................. 67 VI.

(8) Figura 6-8: Ajuste histórico. Producción modelo total de agua del campo (FWPT) y producción histórica total de agua del campo (FWPTH) en m3 en superficie vs. tiempo ........................................................................................................................................ 68 Figura 6-9: Ajuste histórico. Saturación del modelo de gas (FGSAT), petróleo (FOSAT) y agua (FWSAT) del campo vs. tiempo ......................................................................... 69 Figura 6-10: Ajuste histórico. Saturación modelo de gas, petróleo y agua del campo a 1 de enero de 1965 ............................................................................................................. 70 Figura 6-11: Ajuste histórico. Saturación modelo de gas, petróleo y agua del campo a 1 de enero de 2012 ............................................................................................................. 71 Figura 6-12: Predicción. Inyección de gas diaria del conjunto de los pozos inyectores (P37, P18, P40, P35, P48) (GGIR:G1) en m3/día en superficie y presión del campo (FPR) en bar vs. tiempo .................................................................................................. 72 Figura 6-13: Predicción. Extracción de gas diaria del conjunto de los pozos extractores (P37, P18, P40, P35, P48) (GGPR:G1) en m3/día en superficie y presión del campo (FPR) en bar vs. tiempo .................................................................................................. 73 Figura 6-14: Predicción. Inyección diaria de gas del pozo P17 en m3/día en superficie vs. tiempo ........................................................................................................................ 74 Figura 6-15: Predicción. Producción de gas diaria del total de pozos productores de petróleo en m3/día en superficie vs. tiempo .................................................................... 74 Figura 6-16: Histórico y Predicción. Producción diaria de petróleo del campo en m3/día en superficie vs. tiempo .................................................................................................. 75 Figura 6-17: Histórico y Predicción. Producción total de petróleo del campo en m3/día en superficie .................................................................................................................... 76 Figura 6-18: Predicción. Producción diaria de petróleo de los pozos productores (GOPR: G) y producción diaria de petróleo de los pozos extractores (GOPR: G1) en m3/día en superficie vs. tiempo ....................................................................................... 77 Figura 6-19: Histórico y Predicción. Producción diaria de agua del campo en m3/día en superficie vs. tiempo ....................................................................................................... 78 Figura 6-20: Histórico y Predicción. Producción total de agua del campo en m3 en superficie vs. tiempo ....................................................................................................... 78 Figura 6-21: Predicción. Presión del campo en bar vs. tiempo ...................................... 79 Figura 6-22: Histórico y Predicción. Saturación de gas (FGSAT), petróleo (FOSAT) y agua (FWSAT) del campo vs. tiempo ............................................................................ 80. VII.

(9) Figura 6-23: Predicción. Saturación de gas, petróleo y agua del campo a 1 de marzo de 2034 ................................................................................................................................ 81. VIII.

(10) ÍNDICE TABLAS Tabla 2-1: Columna estratigráfica de la Cuenca Vasco-Cantábrica ................................. 6 Tabla 2-2: Clasificación de las rocas madres según su contenido en carbono orgánico total (TOC) ........................................................................................................................ 8 Tabla 2-3: Clasificación del kerógeno y sus características ............................................. 9 Tabla 5-1: Posición x e y de los pozos y la profundidad a la que empieza el acondicionamiento .......................................................................................................... 54 Tabla 5-2: Volúmenes producidos por el modelo a 1/11/2021 ....................................... 60 Tabla 5-3: Volúmenes restantes a 1/11/2021 .................................................................. 60 Tabla 5-4: Volúmenes de gas disuelto a 1/11/2021 ........................................................ 60 Tabla 5-5: Volumen de gas almacenado a 1/11/2021 ..................................................... 60 Tabla 6-1: Esquema de inyección y extracción de gas y la evolución de la presión (BHP) .............................................................................................................................. 73. IX.

(11) RESUMEN. El objetivo de este proyecto es estudiar la recuperación secundaria de petróleo de la capa sureste Ayoluengo del campo Ayoluengo, Burgos (España), y su conversión en un almacenamiento subterráneo de gas. La capa Ayoluengo se ha considerado como una capa inclinada de 60 km por 10 km de superficie por 30 m de espesor en el que se han perforado 20 pozos, y en donde la recuperación primaria ha sido de un 19%. Se ha realizado el ajuste histórico de la recuperación primaria de gas, petróleo y agua de la capa desde el año 1965 al 2011. La conversión a almacenamiento subterráneo de gas se ha realizado mediante ciclos de inyección de gas, de marzo a octubre, y extracción de gas, de noviembre a febrero, de forma que se incrementa la presión del campo hasta alcanzar la presión inicial. El gas se ha inyectado y extraído por 5 pozos situados en la zona superior de la capa. Al mismo tiempo, se ha realizado una recuperación secundaria debido a la inyección de gas natural de 20 años de duración en donde la producción de petróleo se realiza por 14 pozos situados en la parte inferior de la capa. Para proceder a la simulación del ajuste histórico, conversión en almacenamiento y recuperación secundaria se utilizó el simulador Eclipse100. Los resultados obtenidos fueron una recuperación secundaria de petróleo de un 9% más comparada con la primaria. En cuanto al almacenamiento de gas natural, se alcanzó la presión inicial consiguiendo un gas útil de 300 Mm3 y un gas colchón de 217,3 Mm3. ABSTRACT. The aim of this project is to study the secondary recovery of oil from the southeast Ayoluengo layer at the oil field Ayoluengo, Burgos (Spain), and its conversion into an underground gas storage. The Ayoluengo layer is an inclined layer of 60 km by 10km of area by 30 m gross and with 20 wells, which its primary recovery is of 19%. The history matching of the production of oil, gas and water has been carried out from the year 1965 until 2011. The conversion into an underground gas storage has been done in cycles of gas injection from March to October, and gas extraction from November to February, so that the reservoir pressure increases until it gets to the initial pressure. The gas has been injected and extracted through five well situated in the top part of the layer. At the same time, the secondary recovery has occurred due to de injection of natural gas during 20 years where the production of oil has been done through 14 wells situated in the lowest part of the layer. To proceed to the simulation of the history match, the conversion into an underground gas storage and its secondary recovery, the simulator used was Eclipse100. The results were a secondary recovery of oil of 9% more, compared to the primary recovery and concerning the underground gas storage, the initial reservoir pressure was achieved with a working gas of 300 Mm3 and a cushion gas of 217,3 Mm3.. X.

(12) RECUPERACIÓN SECUNDARIA EN CAMPOS DE PETRÓLEO Y SU CONVERSIÓN EN ALMACENAMIENTOS SUBETERRÁNEOS DE GAS NATURAL. DOCUMENTO 1: MEMORIA.

(13) 2. 1 OBJETIVO Y ALCANCE OBJETIVO: Viabilidad Técnico-Económica de la recuperación secundaria de un campo de petróleo mediante la inyección de gas natural y su conversión en Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural. ALCANCE: El trabajo a desarrollar consiste en inyectar gas natural en los pozos más altos del yacimiento para barrer el petróleo contenido en los poros y producir petróleo por los pozos que están por encima del contacto petróleo-agua. Este proceso se hará en ciclos de inyección y extracción de gas natural para recuperar la presión inicial del yacimiento. Con este método obtendremos al final una presión inicial generada por el gas natural que habrá ocupado los espacios vacíos dejados por: La recuperación primaria de petróleo. El volumen de gas disuelto inicialmente en el petróleo. El agua producida durante todo el periodo de la recuperación primaria. La recuperación secundaria de petróleo. Una vez recuperada la presión inicial del yacimiento, éste podrá ser utilizado como almacenamiento subterráneo de gas natural. De tal manera que en los meses de invierno (noviembre-febrero), cuando el consumo es mayor, se realizará la extracción de gas natural, y en el resto de meses (marzo-octubre), se realizará la inyección de gas en el yacimiento. Respecto al desarrollo económico del proyecto, se realizará una valoración de cada una de las actuaciones durante los 20 años de vida del proyecto. Empezando por los ingresos del crudo obtenido por recuperación secundaria, la compra y venta de gas natural utilizado en los diferentes ciclos de inyección y extracción. También, se tendrán en cuenta las inversiones en adecuación de los pozos, instalaciones de superficie, conexiones locales entre los pozos y a la red de Enagás. Y se considerarán todos los costes operacionales de personal y mantenimiento de equipos. Finalmente, se realizará un estudio de rentabilidad incluyendo el cálculo del valor actual neto y de la tasa interna de retorno..

(14) 3. 2 ANTECEDENTES. 2.1 GEOLOGÍA. El campo de Ayoluengo es un anticlinal entre las depresiones de Polientes y Sedano en la parte sudoeste de la cuenca Vasco-Cantábrica al norte de España (ver Figura 2-1).. Figura 2-1: Mapa tectónico del campo de Ayoluengo. Las rocas más antiguas al norte de España están representadas por afloramientos del Cámbrico al medio-Carbonífero en el oeste del Macizo Asturiano y al sur de la Cordillera Ibérica. Éstas forman la base de la cuenca Vasco-Cantábrica. Durante la orogenia Hercínica del Medio-Carbonífero se llevó a cabo la deformación y metamorfosis de sedimentos Paleozoicos originando el levantamiento de los macizos y parte del alto Ebro y Duero. El desarrollo Mesozoico en el norte de España está relacionado con la evolución tectónica del Atlántico Norte. La apertura de la Bahía de Vizcaya está asociada con fenómenos de rifting y la formación pasiva de márgenes. Se preservan fallas normales a lo largo de toda la cuenca Vasco-Cantábrica, incluyendo las depresiones de Polientes y.

(15) 4 Sedano. Casi todas las fallas tienen dirección Noroeste-Sureste y Noreste-Suroeste paralelas a la base de las fallas. La sal Permo-Triásica se activó durante la extensión del basamento Mesozoico y la torsión de las fallas formó diapiros en lo alto de las fallas normales. Durante la transtensión Aptian-Albiense, los diapiros se reactivaron y se asociaron con colapsos crestales. En el Mesozoico se distinguen tres etapas distintas (ver Tabla 2-1): -. Pérmico-Triásico: la extensión en todo el Oeste de Europa precedió a la extensión del suelo oceánico del Atlántico Central. Una gran porción de los sedimentos clásticos derivados de la exhumación y denudación de los horsts y altos hercínicos fueron depositados en las fosas tectónicas (graben) adyacentes.. -. Jurásico Inferior y Medio: durante el Jurásico Inferior se depositaron carbonatos de aguas someras. Se depositaron anhidritas supramareales y dolomitas durante el Hettangiense y carbonatos de aguas someras durante el Sinemuriense formando un espesor aproximado de 230 m. Un intervalo transgresivo margoso, arcilloso y con alto contenido orgánico se depositó durante el Pliensbachense y Toarciense sobre la parte suroeste de la cuenca Cantábrica en una cuenca epeírica formando un intervalo de 100 – 150 m de espesor. Durante el Jurásico Medio se depositaron intercalaciones de calizas mudstone y margas. Al final del Jurásico Medio, una regresión marina de casi toda la zona de Sedano provocó una amplia erosión, sin deposición.. -. Jurásico Tardío a Cretácico Tardío: durante el Jurásico Tardío, procesos de rifting, levantamiento y erosión asociados en las Montañas Asturianas y altos del Ebro y Duero originaron una deposición de sedimento parálico de 500 a 1500 m de espesor, las llamadas Facies de Purbeck. Estas fueron recubiertas por las megasecuencias Wealden y Utrillas del Cretácico Inferior. La parte central de la cuenca Vasco-Cantábrica, está separada por un intervalo fino de carbonatos correspondientes a la transgresión marina Alpina que se engruesa y se convierte en más marina hacia el norte, variando de espesor de 400 m a más de 1200 m. Durante el Albiense Tardío y Cenomaniense Inferior, la acumulación en la Bahía de Vizcaya está asociada a la deposición de sedimentos fluviales en la parte sudoeste de la cuenca Vasco-Cantábrica y plataformas siliciclástico marinas y cuencas fisibles en el norte y noreste formando la Megasecuencia Supraurgoniana. Durante el Cretácico Tardío, carbonatos de aguas someras y pizarras fueron depositadas como parte de una transgresión marina que comenzó en el Cenomaniense y fue seguida por una fase aguas someras, dolomías y evaporitas. El espesor total del Cretácico Superior es de 500 a 700 m..

(16) 5 La colisión, entre el Eoceno Tardío y Mioceno Tardío, de las placas Ibérica y Europea durante la orogenia Alpina originó un deslizamiento en los Pirineos incluyendo las secuencias de la cuenca Vasco-Cantábrica en la parte norte de la falla de cabalgamiento Pirenaica. La colisión Terciaria entre continentes se cree que fue oblicua debido a los indicadores cinemáticos laterales a lo largo de la falla Zamanzas al noreste y la falla Urbierna al suroeste. Durante el Terciario, sedimentos sin-orogénicos se originaron en la cuenca del Ebro-Duero al sur y suroeste, así como en las cuencas de tipo piggy-back en Villarcayo y Miranda-Treviño. La sedimentación sin-orogénica ocurrió en dos etapas: -. Una etapa de relleno de secuencias turbidíticas alternando con limo, arcilla y arena análogo a los depósitos alpinos de flysch.. -. Una etapa de relleno de sedimentos parálicos y continentales análogo a la molasa alpina..

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abla 2-1: Columna estratigráfica de la Cuenca Vasco-Cantábrica.

(18) 7. 2.2 CARACTERIZACIÓN DEL YACIMIENTO. La estructura de Ayoluengo es un anticlinal con núcleo de sal formado durante la colisión oblicua de las placas Ibérica y Europea y durante la formación de la falla de cabalgamiento pirenaica. Es una estructura está fallada en dirección SO-NE con un ángulo de 70º con respecto a la falla de Ubierna y al cabalgamiento de Zamanzas al suroeste y noroeste respectivamente (ver Figura 2-2 y Figura 2-3).. Figura 2-2: Mapa estructural de la capa Ayoluengo. Figura 2-3: Sección sísmica interpretada del anticlinal del campo Ayoluengo.

(19) 8 En los siguientes apartados se procede a analizar los distintos factores que convierten a la capa Ayoluengo en un emplazamiento ideal para un yacimiento de hidrocarburos.. 2.2.1 Roca madre La roca madre es el lugar donde se generan los hidrocarburos, se trata de materia orgánica depositada simultáneamente con partículas de roca, normalmente son lutitas o calizas. Existen varios factores para saber si una roca es generadora de petróleo, entre los que destacan: -. La cantidad de materia orgánica presente en las rocas: carbono orgánico total (TOC) (ver Tabla 2-2).. CALIDAD. TOC LUTITAS. TOC CALIZAS. Pobre. < 0,5 %. < 0,2 %. Escasa. 0,5 – 1 %. 0,2 – 0,5 %. Buena. 1–2%. 0,5 – 1 %. Muy buena. 2–5%. 1–2%. Excelente. >5%. >2%. Tabla 2-2: Clasificación de las rocas madres según su contenido en carbono orgánico total (TOC).

(20) 9 -. Calidad de la materia orgánica: tipo de kerógeno (ver Tabla 2-3).. TIPO. PRODUCTO. ORIGEN. RATIO HIDRÓGENO/ CARBONO (H/C). RATIO OXÍGENO/ CARBONO (O/C). I. Crudos ricos en carbonos saturados. Materia orgánica algal (lacustre o marina). Alto (1,5). Bajo (<0,1). II. Petróleos nafténicos y aromáticos. Más gas que tipo I. Fuentes marinas. Alto (1,2-1,5). Bajo. III. Gas y algunos petróleos parafínicos. Restos de vegetación continental. Bajo (<1). Alto (0,3). IV. Casi no tiene capacidad de generar petróleo/gas. Carbón fósil y restos de hongos. Bajo (0,5). Alto (0,20,3). Tabla 2-3: Clasificación del kerógeno y sus características. -. Madurez de la materia orgánica: Se puede medir mediante distintos métodos. Uno de ellos es el llamado “Rockeval Pyrolisis” que consiste en el calentamiento de una muestra de roca para registrar la evolución de los hidrocarburos en función de la temperatura. Los parámetros medidos son S1, S2, S3 y Tmax. S1 indica los hidrocarburos presentes en la muestra antes del análisis. S2 es el volumen de hidrocarburos formados durante la pirólisis. Tmax es la temperatura a la cual se forma la mayor cantidad de hidrocarburos degradados del kerógeno. Y S3 es el CO2 generado en la roca hasta una temperatura de 390 ºC.. Cuanto mayor sea S1, más profunda y madura será la materia orgánica. Esto hace que S2 decrezca y la Tmáx aumente ya que el material termalmente estable ya ha sido degradado durante la maduración natural y solo queda un kerógeno más estable residual en la roca. Si hay poca cantidad de materia orgánica se producirá muy poca cantidad de hidrocarburos, por lo que los picos de S1 y S2 serán muy bajos (ver Figura 2-4)..

(21) 10. Figura 2-4: Parámetros medidos con el método de Rock-Eval Pyrolysis. A partir de estos parámetros podemos calcular el Índice de Hidrógeno (HI), ratio S2/TOC, que mide la riqueza en hidrógeno de una roca madre. Si se conoce el tipo de kerógeno se puede usar para estimar la madurez termal de la roca (ver Figura 2-5) En el Campo de Ayoluengo, las pizarras negras del Jurásico Inferior forman la parte principal de la roca madre en la cuenca Vasco-Cantábrica. Durante el Pliensbachiense y Toarciense, el área Vasco-Cantábrica era parte de un mar epérico que cubrió gran parte de los márgenes de Tethys y el Oeste de Europa. Facies con alto contenido orgánico de las cuencas epéricas se concentran en todo el mundo en varios intervalos estratigráficos, generalmente relacionados a crecidas del nivel del mar. La sección del Jurásico Inferior de la cuenca Vasco-Cantábrica varía en espesor desde 315-630 m e incluye una gruesa unidad de 55-190 m de Pliensbachiense-Toarciense dominante en margas con intercalaciones de calizas, margas ricas en materia orgánica y pizarras negras. En las depresiones de Polientes y Sedano, estos intervalos con alto contenido orgánico y las pizarras negras tienen espesores superiores a los 100 m y 30 m respectivamente. Estos intervalos contienen kerógeno del tipo II y tienen un Carbono Orgánico Total (TOC) entre 1,3 % y 4,8 %. El Índice de Hidrógeno está entre 20-400 mg HC/g de carbono orgánico, indicador de una posible fuente de petróleo. Los valores de la temperatura máxima de 435- 450 ºC y los ratios entre el Índice de Hidrogeno y el Índice de Oxigeno (HI/OI) sugieren que la roca madre está madura en el pozo Ayoluengo-1 (ver Figura 2-5)..

(22) 11. Figura 2-5: Gráfico del Índice de Hidrógeno vs. Tmáx de una muestra del Jurásico Superior (Purbeck) del suroeste de la cuenca Vasco-Cantábrica. Las pizarras parálicas del Jurásico Superior son consideradas una posible roca madre de petróleo en el Campo de Ayoluengo. Tienen un TOC de 0.15-0.78 % con un Índice de Hidrogeno de 100-200 mg HC/g de carbono orgánico. El kerógeno es tipo III y por consiguiente tiene un menor potencial como roca madre.. 2.2.2 Roca almacén Un almacén es una unidad rocosa del subsuelo que contiene petróleo, gas y/o agua. Estos fluidos se alojan en los poros de la roca que se encuentran comunicados, es decir, una buena roca almacén debe tener una alta porosidad para almacenar el fluido y una alta permeabilidad para permitir el movimiento del fluido. Las rocas almacén son generalmente sedimentarias (areniscas y carbonatos) aunque también pueden ser rocas ígneas o metamórficas fracturadas. Las areniscas están compuestas por partículas de tamaño arena. Se depositan en diversos ambientes como los desiertos, valles fluviales y ambientes costeros o de transición. Fijándonos en su textura podemos saber de qué ambiente deposicional provienen y así anticipar la geometría del yacimiento. Éstas suelen tener una porosidad del 10-30 %..

(23) 12 Las calizas están compuestas principalmente por carbonato cálcico. Muchos organismos utilizan el carbonato cálcico para construir su esqueleto ya que se encuentra en alta concentración en aguas superficiales de los océanos y lagos. Tras la muerte de estos organismos, se produce la acumulación de estos restos dando lugar a las rocas calizas. Los almacenes de calizas provienen exclusivamente de ambientes deposicionales marinos superficiales. Su porosidad es el resultado de la disolución y fracturación. Normalmente se suele encontrar segregación dentro de un almacén de acumulaciones de petróleo en compartimentos caracterizados por diferentes permeabilidades, presiones de fluidos, saturación de petróleo, etc. La compartimentalización puede ser de origen estratigráfica o tectónica. El yacimiento de Ayoluengo consiste en dos secuencias deposicionales principales que forman la Megasecuencia de Purbeck: -. Secuencia inferior de Purbeck: comprende las unidades C, Ayoluengo y B Sargentes compuestas por sedimentos marinos y lacustres. La unidad C se superpone a una superficie transgresora situada sobre la secuencia marina Dogger. El principal intervalo productor es la unidad B y Ayoluengo que consiste en canales de arenisca de grano fino.. -. Secuencia superior de Purbeck: comprende la unidad A. Consiste en depósitos fluviales y marinos superficiales caracterizados por areniscas cuarcíticas de grano fino interestratificadas con margas, lutitas y calizas lacustres esporádicas.. El yacimiento de Ayoluengo está divido en varias capas de techo a muro (ver Figura 2-6): -. Unidad A: es una capa gruesa predominantemente de lutitas, con finas capas de areniscas ocasionales. El techo de esta capa es una inconformidad.. -. Calizas de Purbeck: se trata de una capa de 40 m de espesor consistente en varias capas de caliza con lutitas y areniscas ocasionales. Es una de las unidades más fáciles de correlacionar ya que se ven claramente en el registro neutrónico.. -. Sargentes Superior: zona arenosa de distintos espesores (de media 33 m). La relación neta/bruta (net to gross) media de arenisca es de 0,25.. -. Sargentes Medio: es una zona en el que predominan las lutitas con un espesor de 75 m y ocasionalmente capas de areniscas de hasta 10 m de espesor. La relación neta/bruta media de arenisca es de solo 0,04.. -. Sargentes Inferior: se trata de una unidad variable con un espesor medio de 159 m. Contiene varias capas de arenisca de 10 m de espesor. La relación neta/bruta media de arenisca es de 0,14..

(24) 13 -. Techo de Ayoluengo: es la arenisca principal que puede ser correlacionada a través de grandes zonas del campo. El espesor medio es de 7 m y la relación neta/bruta media de arenisca es de 0,6.. -. Ayoluengo Principal: se trata de la unidad de areniscas más continua y productiva del campo. El espesor medio es de 26 m y la relación neta/bruta media de arenisca es de 0,44.. -. Lutitas del Ayoluengo Inferior: tiene un espesor medio de 41 m y descansa sobre las margas de la Unidad C. Capas ocasionales de areniscas de hasta 5 m de espesor están presentes, por lo que le dan a la unidad una relación neta/bruta de 0,08.. -. Unidad C: es una sección de margas que descansa sobre las calizas de Dogger. El espesor medio es de 80 m. Hay presentes ocasionalmente capas de areniscas de hasta 8 m de espesor.. Figura 2-6: Corte transversal SO-NE del techo del anticlinal de Ayoluengo.. El grosor total de la Megasecuencia de Purbeck es de aproximadamente 500 m. Las capas de arena varían entre los 5 y 10 m de grosor y unos 20 a 40 m de ancho. Lutitas de llanura de inundación intraformacionales y facies de canales abandonados proporcionan los sellos..

(25) 14. 2.2.3 Roca sello La roca sello es la roca que actúa como barrera al escape del petróleo y/o gas dentro del yacimiento. Las lutitas representan las rocas sello más importante en cuencas dominadas por yacimientos clásticos y las evaporitas en yacimientos carbonatados. Factores que condicionan la efectividad del sello: -. Litología: las rocas sello deben tener poros de pequeño tamaño y nula permeabilidad como por ejemplo arcillas, lutitas, evaporitas y rocas orgánicas. Las margas, areniscas y conglomerados pueden ser sello pero de peor calidad.. -. Plasticidad: las litologías plásticas son menos propensas a la fracturación por lo que serán importantes sellos. Las rocas más plásticas son las evaporitas. La plasticidad aumenta con la profundidad y presión.. -. Espesor del sello: con pequeños espesores, las rocas de grano fino pueden alcanzar presiones de desplazamiento que soporten grandes columnas de hidrocarburos. En los yacimientos de gas es mejor que éstas tengan un gran espesor para evitar pérdidas por difusión.. -. Profundidad del sello: la profundidad máxima que haya alcanzado el sello influye en su efectividad, por lo que las rocas estarán bien compactadas aunque estén próximas a la superficie, manteniendo su plasticidad y permitiendo la deformación frágil durante la elevación.. 2.2.4 Trampa Es un obstáculo que impide la migración de petróleo hacia la superficie. Puede contener petróleo, gas o ambos. Se forma cuando la presión capilar en los poros sobrepasa la presión de flotabilidad del petróleo. Las trampas pueden ser estructurales o estratigráficas (ver Figura 2-7). Las trampas estructurales son originadas por procesos tectónicos, gravitacionales y de compactación. Las trampas estratigráficas son cambios en el tipo de roca a lo largo de una formación o estrato. Su geometría está relacionada con el ambiente sedimentario quien controla los depósitos sedimentarios (ver Figura 2-8)..

(26) 15. 8(;:(4 23 :.+2/724 5-;:824+-3(.2495-;:(5,(5+-3(.24. 4,8757,78(.24. 8(;:(4 A-8 A(..(4. 8(;:(4 23 '+(:+8-4 8(;:(4. 8(;:(4 23 4257235+(4 3-8;(.24 4,8(,+/8?A+5(4 8(;:(4 (4-5+('(4 ( '+45-8'(35+(4. Figura 2-7: Clasificación de las trampas. Figura 2-8: Trampas estructurales y estratigráficas de hidrocarburos. En la cuenca Vasco-Cantábrica ocurrieron trampas estructurales simples y trampas estructurales relacionadas con la sal. Las trampas estructurales simples están relacionadas a los altos paleográficos del Jurásico, las estructuras de sal y cabalgamientos. Un alto paleográfico del Jurásico forma un domo cubriendo un área de unos 20 km2 que forma la trampa de petróleo del campo Hontomín. La estructura está compartimentalizada con una serie de fallas extensionales. El sello es proporcionado por lutitas del Jurásico Inferior..

(27) 16 Las estructuras de sal comprenden almohadas de sal, domos salinos, crestas estructurales y flancos de diapiros. Se piensa que una almohada de sal ha inducido a una tendencia del anticlinal NE-SO cortada por una falla extensional mayor NE-SO en el campo de Ayoluengo. Las trampas estructurales de sal están formadas en Huidobro. Estas cubren un área de unos 5 km2 y tienen un cierre vertical de 150-200 m en el nivel del techo del Jurásico. Las trampas relacionadas con crestas estructurales y flancos diapiros incluyen varias estructuras en la depresión de Sedano (Polientes, Escalada y Huidobro).. 2.2.5 Generación de petróleo El petróleo se origina por la deposición de minúsculos animales y sustancias vegetales que se acumulan en el fondo lacustre y marino. Con el paso del tiempo, la materia orgánica se descompone y permanece en la profundidad ya que es cubierta por sedimentos posteriores. Los factores de presión, temperatura y procesos químicos y físicos, ayudados por la carencia de oxígeno, posibilitan la formación de petróleo líquido y de gas. La conversión de materia orgánica en petróleo ocurre en varias etapas: -. Degradación bioquímica: la acción de las bacterias más un ambiente aerobio oxidan la materia orgánica.. -. Policondensación e insolubilización: se produce un reordenamiento molecular en dos etapas originándose una sustancia insoluble en álcalis con estructura parecida al kerógeno.. -. Cracking primario: es la primera reacción de generación de hidrocarburos regida por la ley de Arrhenius de donde se puede obtener petróleo o gas.. -. Cracking secundario: se destruye la fracción inestable generando gas y residuos carbonosos..

(28) 17 Según la profundidad y temperatura a la que llegue la roca madre antes de que ocurra la migración, el hidrocarburo será como se describe en la siguiente figura (ver Figura 2-9).. Figura 2-9: Etapas de generación de hidrocarburos. En el campo de Ayoluengo, el inicio de la generación de petróleo en los principales depocentros de Sedano y Polientes ocurrió en el Cretácico Inferior desde las rocas madres del Jurásico Inferior. En la estructura de Ayoluengo, donde las rocas madres del Jurásico Inferior se sometieron a enterramientos poco profundos, el comienzo de la generación de petróleo ocurrió en el Cretácico Tardío y la fase importante de generación de petróleo se alcanzó del Cretácico Tardío al Paleógeno.. 2.2.6 Migración La migración primaria es el desplazamiento de hidrocarburos desde la roca madre a rocas más porosas y permeables. Hay cuatro mecanismos para la expulsión de los hidrocarburos de la roca madre: -. Expulsión en solución acuosa por compactación de la roca madre donde se distinguen los casos de expulsión de agua intersticial que arrastra pequeñas gotas de petróleo, baja solubilidad de los hidrocarburos en el agua, difusión de los hidrocarburos y suspensión coloidal.. -. Expulsión como protopetróleo, es decir, migración de los precursores de los hidrocarburos (N-O-S) mucho más solubles, que luego en posteriores etapas se transforman en petróleo..

(29) 18 -. Expulsión como solución gaseosa, se expulsa gas a presión que arrastra al petróleo.. -. Migración como fase libre donde se distinguen los casos de fase de petróleo libre, desarrollo de retículo de petróleo libre en poros o retículo tridimensional de kerógeno.. En la migración secundaria, el petróleo se concentra en lugares específicos (trampas), de donde se extrae comercialmente. Las fuerzas conductoras principales son el gradiente de presión en los poros, las condiciones hidrodinámicas y la flotabilidad. Mientras que las fuerzas restrictivas son la presión capilar, la tensión interfacial y los procesos en función de la composición del petróleo y su temperatura. En Ayoluengo, la migración comenzó por los planos de estratificación recorriendo unas distancias horizontales de 10 a 20 km y luego unos 1000 a 1600 m de migración vertical por fallas antes de llegar al yacimiento de areniscas del Jurásico Superior (Purbeck). También se cree que ocurrieron unas migraciones de poca distancia, sobre 5 km para Ayoluengo y de 10 a 15 km para Huidobro, Zamanzas y Hontomín. Vemos como todos los procesos geológicos ocurrieron en el momento oportuno para que en el campo de Ayoluengo se produjese una acumulación de hidrocarburos (ver Figura 2-10). (.2-=-+5(8@-30A28-. H8;+5-. 8+?4+5-. 24-=-+578?4+5-. 23-=-+582,?5+5-. (.26/23-. 26/23-5( ;('82 -5( (.;(5H3 -5( 42..-@82:824+63 8(;:( 2328(5+639;+/8(5+639(57;7.(5+63 824281(5+63. Figura 2-10: Procesos geológicos en orden cronológico para la acumulación de hidrocarburos en Ayoluengo.

(30) 19. 2.3 EXPLOTACIÓN HISTÓRICA DEL CAMPO AYOLUENGO. El campo inició su producción en 1965 operado por la compañía Chevron con el mecanismo de expansión de gas. Hasta finales de los años 70 se produjo una media de 2800 bbls/día (445,15 m3/día) con un ratio gas-petróleo (GOR) de 800 scf/bbls (142,49 m3/m3) y un corte de agua menor del 20 %, con un máximo en la producción de 5000 bbls/día (794,91 m3/día) a finales de los años 60. El gas producido nunca se inyectó en el yacimiento y se utilizaba para el consumo propio y el resto se quemaba en una antorcha (ver Figura 2-11). A principios de los 80, se observa un cambio con una bajada en la producción a pesar del aumento del número de pozos. La media de producción era de 1400 bbls/día (222,57 m3/día) de petróleo, un GOR de 1200 scf/bbls (213,73 m3/m3) y un corte de agua del 30%, que se puede asimilar al haber alcanzado el yacimiento la presión de burbuja (Pb), es decir, cuando se manifiesta la primera burbuja de gas en el yacimiento. En los años 90, se tomó la decisión, para no quemar el gas a la atmósfera, de poner una turbina de gas para generación de electricidad y a consecuencia se primó la extracción de gas. Esto unido a que el yacimiento ya estaba por debajo de la presión de burbuja, hizo que la producción cayera desde una media de 1200 bbls/día (190,78 m3/día) a 200 bbls/día (31,8 m3/día) con un GOR medio de 2000 scf/bbls (356,22 m3/m3) y un corte de agua del 50%. A partir del año 2000, la producción de crudo se estabilizó en unos 150 bbls/día (23,85 m3/día) con un GOR del 200-300 scf/bbls (35-53 m3/m3) y un corte de agua mayor del 60%.. Figura 2-11: Histórico del campo Ayoluengo.

(31) 20 Casi toda la producción proviene de la capa Ayoluengo y Sargentes de la zona sur-este, es decir, en la estructura techo de la falla. La zona sur-este ha producido desde cuatro capas de arenisca: Unidad A, Sargentes, Ayoluengo y Unidad C. El petróleo producido total acumulado en diciembre de 2010 era 15,514 Mbbl (2,46 Mm3) con 7,257 Mbbl (1,15 Mm3) de la capa Ayoluengo. Actualmente hay en esta zona 13 productores de petróleo, 3 inyectores y 1 pozo cerrado. La zona noroeste, la estructura muro de la falla, ha producido desde tres capas de arenisca: la Unidad A, Sargentes y Ayoluengo, y con un solo pozo produciendo en la Unidad C. El petróleo producido total acumulado de esta zona hasta diciembre de 2010 fue de 1,56 Mbbl (248 km3), con 1,19 Mbbl (303 km3) producidos de Sargentes. Actualmente, de los 19 pozos perforados en esta zona, solo hay dos pozos en producción. En resumen, aproximadamente el 90 % de la producción hasta la fecha de hoy proviene de la zona sureste, de donde el 43 % de petróleo proviene de la capa Ayoluengo. Todos estos datos son estudios aproximados ya que durante la producción del campo, si se supo que producía cada pozo, pero nunca se hicieron pruebas para ver qué tanto por ciento contribuía cada capa a la producción de petróleo..

(32) 21. 3 CONCEPTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS. 3.1 POROSIDAD. La porosidad se refiere a la medida del espacio intersticial (espacio existente entre grano y grano). Se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca, entendiéndose por volumen poroso al volumen total menos el volumen de granos o sólidos contenidos en la roca.. φ=. Vp Vt. Donde: φ : porosidad, es adimensional. Vp: volumen poroso Vt: volumen total. Durante el proceso de sedimentación y compactación, algunos poros que se desarrollan inicialmente pudieron sufrir aislamiento debido a varios procesos diagenéticos o catagenéticos tales como la cementación o compactación. Por ello, existirán poros interconectados o aislados lo que conlleva a una clasificación de la porosidad como: -. Porosidad absoluta: relación entre el volumen poroso de la roca que esté o no interconectado y el volumen bruto de roca.. -. Porosidad efectiva: relación entre el volumen poroso interconectado y el volumen bruto de roca.. Geológicamente, la porosidad puede clasificarse de acuerdo al origen y tiempo de deposición de los estratos de la siguiente manera: -. Porosidad primaria o intergranular: aquella que se produce en la matriz de una roca que está compuesta de granos individuales de forma más o menos esféricos, cuyo empaque permite que existan poros entre ellos. Este tipo de porosidad se desarrolló al mismo tiempo que los sedimentos fueron depositados.. -. Porosidad secundaria o inducida: es el producto de agentes geológicos como la lixiviación, fracturación y fisuración sobre la matriz de la roca después de la deposición, así como por la acción de las aguas de formación..

(33) 22 Hay varios factores que afectan a la porosidad ( φ ): -. Tipo de empaque de los granos: cúbico ( φ = 47,6%), romboidal ( φ = 25,9%), ortorrómbico ( φ = 39,54%) y tetragonal esfenoidal ( φ = 30,91%).. -. Grado de cementación: el cemento une a los granos y se forma posteriormente a la deposición, ya sea por dilución de los mismos granos o por transporte. A medida que aumenta la cantidad de material cementante (sílice, carbonato cálcico y arcilla), la porosidad disminuye, ya que este material se aloja en los espacios disponibles para la acumulación de fluido.. -. Geometría y distribución de los granos: dependiendo del ambiente de deposición de la roca los granos presentaran una determinada distribución en su tamaño. Cuando la distribución de los granos es homogénea la porosidad es alta, mientras que si aumenta la heterogeneidad del tamaño de granos la porosidad disminuye (ver Figura 3-1). La forma de los granos también afecta la porosidad de la roca. Una roca de granos redondeados tendrá mayor porosidad que una de granos alargados (ver Figura 3-2).. Figura 3-1: Porosidad dependiendo de la homogeneidad del tamaño de granos. Figura 3-2: Porosidad dependiendo de la geometría de los granos. -. Presión de las capas suprayacentes: a medida que aumenta la profundidad, la presión ejercida por la columna de sedimentos aumenta, esto genera una fuerza que tiende a deformar los granos y reducir el volumen de espacios vacíos, por lo tanto disminuye la porosidad..

(34) 23. 3.2 PERMEABILIDAD. La permeabilidad es una característica inherente a la roca, que da una idea de la capacidad para dejar fluir el fluido a través de los canales que constituyen el volumen poroso interconectado. Se expresa mediante una unidad arbitraria denominada Darcy. Un Darcy expresa el flujo en un centímetro cubico de líquido con viscosidad igual a un centipoise, a través de un centímetro cubico de roca en un segundo y con un diferencial de presión de una atmósfera. El Darcy es una unidad muy grande, por lo que comúnmente se emplea el milidarcy (mD). La definición de permeabilidad se basa en la ley de Darcy:. Q=. K⋅A × ∆P µ⋅L. Donde: Q: caudal de flujo, expresado en cm3/s K: constante de permeabilidad, expresada en Darcy µ: viscosidad, expresada en centipoise (1 cP = 0,01 Pa.s) A: área, expresada en cm2 P: diferencia de presión, expresada en atmósferas (1 atm = 101.325 Pa). Figura 3-3: Ley de Darcy.

(35) 24 De acuerdo a las fases (gas, petróleo o agua) almacenadas en el medio poroso, la permeabilidad se puede clasificar en: -. Permeabilidad absoluta (K): cuando existe una sola fase, la cual satura 100% el medio poroso.. -. Permeabilidad efectiva (Ke): cuando existe más de una fase en el medio poroso, las cuales fluyen simultáneamente. Esta permeabilidad es función de la saturación del fluido considerado y es siempre menor que la permeabilidad absoluta.. -. Permeabilidad relativa (Kri): relación entre la permeabilidad efectiva y absoluta. También es función de la saturación del fluido y siempre será menor o igual a la unidad.. K ro =. Ko K. Krg =. Kg K. K rw =. Kw K. Donde: Kro, Krg, Krw: permeabilidades relativas de petróleo, gas y agua adimensionales Ko, Kg, Kw: permeabilidades efectivas, expresadas en milidarcys (mD) K: permeabilidad absoluta, expresada en milidarcys (mD). En el caso gas-petróleo, las permeabilidades relativas se representan en función de la saturación del líquido, Sl = Sw + So. En el caso agua-petróleo, en función de la saturación de agua (Sw). La permeabilidad relativa de una fase disminuye al mismo tiempo que disminuye su saturación. Y se hace cero antes de que su saturación se haga cero ya que siempre se queda un pequeño porcentaje de fase atrapada en los poros, es lo que denominamos saturación irreductible. En ese mismo punto la permeabilidad de la otra fase no aumentará más ya que no se puede aumentar más su saturación. Esta permeabilidad máxima será menor para la fase mojante que la no mojante (ver Figura 3-4). Esto es debido a que la fase no mojante atrapada ocurre como glóbulos aislados en el centro de los poros por lo que será un obstáculo para la movilidad de la fase mojante. Mientras que la fase mojante atrapada ocurre en los poros pequeños y cubriendo las paredes de los poros por lo que será un lubricante para la movilidad de la fase no mojante..

(36) 25. Figura 3-4: Permeabilidad relativa de agua (Krw) y petróleo (Kro) respecto a la saturación del agua. El agua es la fase mojante y el petróleo la fase no mojante.. 3.3 MOJABILIDAD. La mojabilidad describe la interacción del fluido y la roca. Es la capacidad de un fluido para adherirse sobre una superficie sólida en presencia de otro fluido inmiscible. Normalmente, el agua es el fluido mojante respecto al petróleo y gas, mientras que el petróleo es el fluido mojante respecto al gas. Los poros grandes son ocupados por la fase no mojante mientras que los más pequeños por la fase mojante. Esta propiedad está relacionada con la tensión interfacial y la presión capilar. La preferencia mojante de un fluido sobre otro se mide mediante el ángulo de contacto. Si un fluido es preferiblemente mojante, su ángulo de contacto ( ) será menor de 90 grados (ver Figura 3-5).. Figura 3-5: Ángulo de contacto ( ).

(37) 26. 3.4 PRESIÓN CAPILAR. La presión capilar es la diferencia de presión que existe a lo largo de la interfase que separa a dos fluidos inmiscibles. Si se tiene conocimiento de la mojabilidad, la presión capilar será definida como la diferencia de presión entre la fase no mojante y la fase mojante. Consideramos un capilar cónico inicialmente lleno de un fluido mojante a presión atmosférica. Si queremos penetrarlo con un fluido no mojante, se necesita aumentar la presión, esta diferencia de presión será la presión capilar (ver Figura 3-6).. Figura 3-6: Presión capilar en un capilar cónico. Pc = ∆P = P´´− P´=. 2σ cos(θ + φ ) ⋅10 −5 R. Donde: Pc: presión capilar, expresada en bar P´´: presión de fluido no mojante, expresada en bar P´: presión de fluido mojante, expresada en bar : tensión interfacial, expresada en N/m R: curvatura de la interfase, expresada en m : ángulo de contacto, expresado en grados sexagesimales : ángulo del poro, expresado en grados sexagesimales. Si el poro es un tubo =0.

(38) 27 La curva de presión capilar se determina con una muestra saturada al cien por cien de la fase mojante en la que se empieza a inyectar la fase no mojante incrementando la presión capilar muy lentamente y desplazando así a la fase mojante (ver Figura 3-7). En la fase inicial, la fase no mojante penetra solo los poros cerca de la superficie. Luego hay un punto de inflexión, donde la fase no mojante penetra toda la muestra. Si continuamos inyectando, la pendiente incrementará hasta que se convierte en vertical. Este punto llamado saturación irreductible indica la fase mojada atrapada, donde no se podrá remplazar más fase mojada por mucho que se aumente la presión capilar. Toda esta curva se denomina curva de drenaje primario. Ahora comenzamos a inyectar fase mojante a partir de su saturación irreductible por lo que no tomará el mismo camino que la curva de drenaje primario. Seguiremos inyectando hasta alcanzar la saturación residual de la fase no mojante que es donde la presión capilar se hace cero y no se podrá desplazar más a la fase no mojante. Esta curva se denomina curva de imbibición secundaria. Si a partir de la saturación residual de la fase no mojante empezamos a inyectar de nuevo fase mojante, estaremos en la curva de drenaje secundario. También podemos llegar a cualquiera de las curvas intermedias de drenaje o imbibición invirtiendo la dirección del flujo mediante el cambio de presión en un punto intermedio de la curva secundaria de drenaje o imbibición. Saturación irreductible de fase mojante. Curva primaria de drenaje. Curva secundaria de drenaje Curva secundaria de imbibición Saturación irreductible de fase no mojante Figura 3-7: Curva de presión capilar.

(39) 28 La presión capilar es el resultado de la tensión interfacial que existe en la interfase que separa dos fluidos inmiscibles. La tensión interfacial es a la vez causada por el desbalance en las fuerzas moleculares de atracción experimentada por las moléculas en la superficie de un fluido (ver Figura 3-8). En el seno del fluido, las fuerzas netas son cero ya que cada molécula es atraída igualmente en todas las direcciones por sus moléculas vecinas. En la superficie del fluido, las moléculas no tienen moléculas vecinas en todos los lados y por ello son atraídas hacia el seno del fluido. Esto crea una presión interna y fuerza la superficie del líquido a contraerse.. Figura 3-8: Tensión interfacial. 3.5 PARÁMETROS EN LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO. Presión de burbuja (Pb): es la presión a la cual la primera burbuja de gas comienza a liberarse del petróleo. Expresada en pascales (Pa) o bar (1 bar = 105 Pa).. Factor de compresión (Z): se utiliza para representar la desviación de los gases reales del comportamiento ideal. Para un gas ideal Z = 1.. PV = ZnRT.

(40) 29 Donde: P: presión, expresada en Pa V: volumen, expresado en m3 Z: factor de compresión, adimensional n: número de moles, expresado en moles R: constante de los gases= 8,31434 Pa.m3/mol.K T: temperatura, expresada en K. Factor de expansión (E): es el ratio entre el volumen de un gas en condiciones de yacimiento y el volumen en condiciones estándar de superficie. (Condiciones estándar: 101.325 Pa y 15,5 ºC). Es el inverso del factor de formación volumétrico del gas (Bg).. E=. Vg , sc Vg. =. Z ⋅T ⋅ p 1 = sc sc Bg Z ⋅ T ⋅ psc. Donde: E: factor de expansión, expresado en m3 superficie/m3 yacimiento Vg,sc: volumen del gas en condiciones estándar en superficie, expresado en m3 Vg: volumen del gas en condiciones de yacimiento, expresado en m3 Bg: factor de formación volumétrico del gas, expresado en m3 superficie/m3 yacimiento Zsc: factor de compresión en condiciones estándar, adimensional Z: factor de compresión en condiciones de yacimiento, adimensional Tsc: temperatura en condiciones estándar, expresado en K (288 K) T: temperatura en condiciones de yacimiento, expresado en K p: presión en condiciones de yacimiento, expresada en Pa psc: presión en condiciones estándar, expresado en Pa.

(41) 30 Factor de formación volumétrico de petróleo (Bo): Compara los volúmenes de petróleo y gas disuelto en el yacimiento con el volumen de petróleo en superficie. El volumen que ocupa una unidad volumétrica de un barril de petróleo y su gas asociado en el yacimiento (ver Figura 3-10). Bo =. V petróleo + gasdisuelto V petróleo , sc. Donde: Bo: factor de formación volumétrico de petróleo, expresado en m3 yacimiento/ m3 superficie Vpetróelo+gas disuelto: volumen del petróleo más su gas disuelto en condiciones de yacimiento, expresado en m3 Vpetróleo,sc: volumen de petróleo en condiciones estándar de superficie, expresado en m3 El Bo aumenta con la presión, ya que a medida que aumenta la presión en el yacimiento, se va disolviendo más gas en el petróleo por lo que éste ocupa mayor volumen. Una vez alcanzada la Pb, el Bo no aumenta más ya que no se disuelve más gas en el petróleo. A partir de este valor el Bo disminuye, el petróleo ocupará menos volumen a mayor presión ya que el gas disuelto en el petróleo se comprime.. Ratio de solución gas-petróleo (Rs): es el número de pies cúbicos estándar (scf) de gas disuelto en un barril en tanque de almacenamiento de petróleo (stb) cuando ambos son llevados a condiciones de yacimiento. Expresado en scf/stb (1scf = 0,026 m3 y 1stb=0,16m3) o en m3/m3. El Rs aumenta con la presión, ya que cada vez se disuelve más gas en el petróleo, hasta que llega a la presión de burbuja, a partir de la cual ya no acepta más gas disuelto y el Rs se vuelve constante (ver Figura 3-10).. Ratio de producción gas-petróleo (GOR): es el número de pies cúbicos estándar (scf) de gas producido por un barril en tanque de almacenamiento de petróleo (stb). Expresado en scf/stb o m3/m3. El Rs y GOR tienen el mismo valor si la presión del yacimiento está por encima de la Pb ya que por encima de ella todo el gas estará disuelto en el petróleo en condiciones de yacimiento y el gas producido en superficie será el que proviene del gas disuelto en el petróleo. Cuando la presión del yacimiento baja por debajo de la Pb, se libera gas dentro del yacimiento, formando una capa de gas, y el gas producido en superficie será el que está disuelto en el petróleo producido más un porcentaje de gas que está libre en el yacimiento, por lo que el GOR será mayor que el Rs..

(42) 31. Figura 3-9: Relación de los factores en condiciones estándar de superficie y en condiciones de yacimiento. Figura 3-10: Parámetros del petróleo.

(43) 32. Figura 3-11: Parámetros del gas. Corte de agua (water cut): ratio de cantidad de agua producida comparada con el volumen total de líquidos producidos. Adimensional. Gravedad específica del gas ( g): es la densidad del gas entre la densidad del aire, ambas expresadas en condiciones estándar. Adimensional. Gravedad especifica del petróleo ( o): es la densidad de petróleo respecto a la densidad del agua pura medidas ambas en condiciones estándar. También se usa la gravedad API ( API).. γo =. ρo 141,5 = ρw 131,5 + γ API. Donde: o: gravedad específica del petróleo, adimensional o: densidad del petróleo en condiciones estándar, expresado en kg/m3 w: densidad del agua en condiciones estándar, expresada en kg/m3 api: gravedad API, expresado en grados API.

(44) 33. 3.6 CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS SEGÚN EL DIAGRAMA DE FASES. Los yacimientos pueden clasificarse según su temperatura y presión inicial y ubicarse dentro del diagrama de fases de presión-temperatura (ver Figura 3-12). El área encerrada por las curvas de punto de burbuja y del punto de rocío hacia el lado izquierdo, es la región de combinaciones de presión y temperatura en donde existen dos fases: líquido y gas. Las curvas dentro de esta región muestran el porcentaje de líquido en el volumen total de hidrocarburo. Inicialmente, toda acumulación de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases que depende solo de la composición de la acumulación.. Figura 3-12: Diagrama presión-temperatura de fases de un fluido del yacimiento.

(45) 34 Consideramos un yacimiento con el fluido de la Figura 3-12 a una temperatura de 300 ºF (422 K) y presión inicial de 3700 psia (255,12 bar), punto A. Como dicho punto se encuentra fuera de la región de dos fases, el fluido se hallará inicialmente en estado de una sola fase, en este caso gas. El fluido que queda dentro del yacimiento durante la producción permanece a 300 ºF (422 K), luego permanecerá en estado de una sola fase, gas, a medida que la presión disminuya a lo largo de la trayectoria A-A1. Y la composición del fluido producido por el pozo no variará a medida que el yacimiento se agote. Esto será cierto para cualquier acumulación de esta composición, donde la temperatura de yacimiento excede el punto cricondotérmico (máxima temperatura a la cual pueden existir dos fases) es decir 250ºF (394K) para este caso. El fluido que pasa del fondo del pozo a los separadores en superficie, aún de la misma composición, puede entrar en la región de dos fases debido a la disminución de temperatura, como en la trayectoria A-A2. Esto explica la producción de líquido condensado en superficie a partir de un gas en el yacimiento. Por supuesto, si el punto cricondotérmico está por debajo, por ejemplo, a 50 ºF (283 K), solo existirá gas en la superficie a temperaturas normales de ambiente, y la producción se denominara gas seco. No obstante, la producción puede aún contener fracciones líquidas que pueden retirarse por separación a baja temperatura. Consideramos de nuevo un yacimiento con el mismo fluido de la figura pero a una temperatura de 180ºF (355 K) y presión inicial de 3300 psia (227,52 bar), punto B. Aquí la temperatura del yacimiento excede la temperatura crítica y el fluido se encuentra en estado monofásico, es decir, como gas. A medida que la presión disminuye debido a la producción, la composición del fluido producido será la misma que la del fluido del yacimiento en el punto A, y permanecerá constante hasta alcanzar la presión del punto de rocío a 2545 psia (169,2 bar), punto B1. Por debajo de esta presión se empieza a condensar líquido del fluido del yacimiento y como el líquido condensado se adhiere a los poros de la roca, este permanecerá inmóvil. Este tipo de yacimientos se denominan de punto de rocío. Luego el gas producido en la superficie tendrá un menor contenido en líquido, aumentando la relación gas-petróleo de producción. Este proceso se denomina condensación retrógrada ya que durante la dilatación isotérmica ocurre vaporización en lugar de condensación y continuará hasta alcanzar el punto máximo de volumen líquido que es 10% a 2250 psia (155,13 bar). En realidad una vez que se alcanza el punto de rocío, la composición del fluido producido varía, luego la del fluido remanente en el yacimiento también cambia y la curva envolvente comienza a desviarse. Para una recuperación máxima de líquido, esta desviación debe ser hacia la derecha. Si ignoramos esta desviación en el diagrama de fases, la vaporización del líquido formado por condensación retrógrada se presenta a partir del punto B2 hasta la presión de abandono del punto B3. Esta revaporización ayuda a la recuperación liquida y se hace evidente por la disminución de la relación gas-petróleo en la superficie..

(46) 35 La pérdida neta de líquido retrogrado es mayor para: -. Menores temperaturas de yacimiento.. -. Mayores presiones de abandono.. -. Mayor desviación del diagrama de fases hacia la derecha.. El líquido producido por condensación retrograda en yacimiento está compuesto de un alto porcentaje de metano y etano, y tiene mayor volumen de líquido estable que el que se pudiese obtener por condensación del fluido del yacimiento a presión y temperatura atmosférica. Si la acumulación ocurre a 3000 psia (206,84 bar) y 75 ºF (297 K), punto C, el fluido del líquido se encuentra en estado monofásico, líquido, ya que la temperatura está por debajo de la temperatura crítica. Este tipo de yacimientos de denomina de punto de burbuja ya que a medida que se disminuye la presión se alcanzará el punto de burbuja, en este caso a 2250 psia (155,13 bar), punto C1. Por debajo del punto de burbuja, aparece una fase de gas libre. El gas libre comienza a fluir hacia el pozo y aumenta cada vez más. Pero el petróleo fluirá cada vez en cantidades menores, y cuando el gas se agote quedará aún petróleo por recuperar. También se denomina a este tipo de yacimientos, de agotamiento, de gas disuelto, de empuje por gas en solución, de dilatación o expansión. Finalmente, si la mezcla de hidrocarburos ocurre a 2000 psia (137,89 bar) y 150 ºF (338 K), punto D, existe un yacimiento de dos fases, una zona líquida y un capa de gas en la parte superior. Como las composiciones de las zonas de gas y petróleo son diferentes entre sí, pueden representarse separadamente por diagrama de fases. Entonces, según en qué punto del diagrama estemos en las condiciones del yacimiento tendremos distintos tipos de yacimiento: -. Petróleo pesado: a la izquierda del diagrama y por encima de la presión de burbuja tendremos un petróleo saturado con gas. Al bajar la presión por debajo del punto de burbuja, se produce un encogimiento uniforme del líquido ya que se liberaran primero los gases más livianos (metano, etano, propano) y luego los más pesados.. -. Petróleo liviano: situado a la derecha de los petróleos pesados y antes del punto crítico. Al bajar por debajo de la presión de burbuja se produce un mayor encogimiento del petróleo ya que existen mayores cantidades de productos intermedios que pesados comparados con la mezcla y se liberan junto con los componentes livianos..

(47) 36 -. Gas condensado: situado a la derecha del petróleo liviano y antes del punto cricondotérmico. En condiciones de yacimiento será gas y contiene solo una pequeña parte de petróleo disuelta por lo que en los separadores de superficie se obtendrá muy poco líquido.. -. Gas húmedo: situado a la derecha del punto cricondotérmico. Contiene menos metano y más etano e hidrocarburos complejos. Solo existe como gas en condiciones de yacimiento aunque se disminuya la presión. Pero en condiciones de separación, puede formar algo de líquido.. -. Gas seco: situado a la derecha del gas húmedo. En condiciones de yacimiento se encuentra en estado gaseoso sin ningún líquido disuelto en él, por lo que al producirlo en superficie solo se obtendrá gas. Sobre todo está formado por metano y algunos compuestos intermedios..