Fundamentos de Ingenieria de Yacimientos

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Fundamentos de Ingenieria de Yacimientos

  1. 1. 1 FUNDAMENTOS DE INGENIERIADE YACIMIENTOS Autor:FREDDY HUMBERTO ESCOBAR MACUALO, Ph.D. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  2. 2. 2 © Freddy Humberto Escobar Macualo © de esta edición Editorial Universisad Surcolombiana Primera edición: Xxxxx de 200? ISBN xxx-yyyy-yy-z Todos los derechos reservados. Prohibida su reproducción total o parcial Por cualquier medio sin permiso del autor Diseño de Portada: xxxxxxxxxxxxxxxxx Fotografía portada: xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx Diseño y diagramación: María Constanza Cardoso Perdomo Impresión y encuadernación Editora Guadalupe Ltda.. Impreso y hecho en Colombia Editorial Universidad Surcolombiana E-mail: editorialusco@usco.edu.co Dirección: Avenida Pastrana Carrera 1ª. Teléfono: 875 47 53 Ext. 358 Neiva - Huila - ColombiaFundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  3. 3. 3 INTRODUCCIÓNEste texto didáctico contiene el contenido fundamental y actualizado para desarrollar unexcelente curso de pregrado de Ingeniería de Yacimientos, el cual sirve a los estudiantescomo texto guía y herramienta básica en el desarrollo de las clases. Los conceptosencontrados en el presente texto recopilan información de varios libros y artículosrelacionados con el tema de los yacimientos hidrocarburíferos existentes en la literaturadesde los años 60 hasta el año 2004.Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos es un libro que reune cerca de una década deexperiencia académico que el autor ha tenido durante sus investigaciones y actividadesacadémicas, la mayoría de ellas enfocadas a la Ingeniería de Yacimientos. El autorconcentró sus esfuerzos en presentar un texto con conceptos actualizados y vigentes quepermitan al estudiante un mejor desempeño en las restantes materias del currículo deingeniería y en su vida profesional.El contenido del libro se ha dividido en ocho capítulos. El capítulo 1 presenta una breverevisión de los conceptos geológicos que definen y clasifican los yacimientos dehidrocarburos. Al igual que una clasificación actualizada de los yacimientos de acuerdo alestado de los fluidos. Además, se estudiarán los regímenes de presión de un yacimiento(diagramas profundidad-presión) con su importancia en la caracterización de yacimientos ylas escalas de medición que se usan en Ingeniería de Yacimientos. El capítulo dos se centraen el entendimiento de las propiedades físicas del medio poroso, la ley de Darcy con susaplicaciones y limitaciones, las clasificaciones de la permeabilidad, los problemasasociados con la geometría del sistema, el daño a la formación, la ecuación de difusividad,propiedades inherentes a la roca y fluido: presión capilar, función J de Leverett,permeabilidades relativas, etc. El capítulo 3 estudia las propiedades PVT de los fluidos delyacimiento, y se presentan diferentes correlaciónes y ecuaciones para la determinación delas propiedades PVT del agua, gas y petróleo, además de presentar los factores que afectanel recobro de crudo. El capítulo cuatro introduce los primeros conceptos de evaluación dereservas de gas y petróleo mediante el método volumétrico, construcción de mapasmanualmente y asistidos por computador y determinación de volúmenes. El capítulo cincose enfoca a los métodos de balance de materia. Este es con seguridad el capítulo más largoy quizá más importante del curso de Ingeniería de Yacimientos. En él, se desarrollará laecuación de balance de materia y se estudiarán sus múltiples aplicaciones, entre las que secuenta la linealización de dicha ecuación y el estudio de yacimientos de condensados, yyacimientos naturalmente fracturados. Este capítulo, también hace referencia a las técnicasde predicción del comportamiento y recobro final de un yacimiento de petróleo mediantelos métodos de Schilthuis, Tarner, Muskat, Pirson y Tracy, las cuales se presentan endetalle en los apéndices. El capítulo sexto complementa la discusión capítulo del quintopero se enfoca porincipalmente a los cálculos de intrusión de agua a un yacimiento Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  4. 4. 4procedente de un acuífero adyacente. Aunque las técnicas de curvas de declinación es unconcepto hoy en desuso, el capítulos siete introduce las bases teóricas de las curvas dedeclinación más comunes incluyendo el ajuste por curvas tipo. El último capítulo presentalos conceptos y métodos para estimar conificación y digitación de agua. En todos loscapítulos se presentan ejercicios para clarificar los conceptos. Dada su importancia, algunosde ellos fueron tomados directamente de la literatura. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  5. 5. 5 DEDICATORIASCon mi más profundo amor dedico este trabajo a mi esposa Matilde Montealegre y a misadorados hijos Jennifer Andrea y Freddy Alonso Escobar. A mis padres Sotero Escobar(QEPD) y Delfina Macualo Vda. De Escobar (QEPD), a mis hermanos Sotero Alonso(QEPD), Dayra Stella y Leonardo Fabio Escobar. A mis sobrinos Daniel Alfredo Escobar,Samuel Alejandro Escobar , Juan David Betancourt y Gabriel Fernando Betancourt. A misahijados Raul Alejandro Vageón López, Claudia Patricia Montealegre Molina y JoséGabriel Rancel López. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  6. 6. 6 AGRADECIMIENTOSEl autor expresa su más sincera gratitud a la Editorial Universidad Surcolombiana por suvaliosa contribución en la publicación de este libro. Especial mención a la profesora CeciliaRepizo y a la Srta. María Constanza Cardoso Perdomo por su gran colaboración en lostrámites internos en la Editorial Universidad Surcolombiana y el gran esfuerzo dedicado ala diagramación del presente libro.De igual forma, deseo expresar mi gratitud al Dr. José Gregorio Osorio Gallego, Profesorde la Universidad Nacional de Colombia sede Medellín por el tiempo dedicado a laevaluación del presente libro y a la formulación de valiosas recomendaciones.Finalmente, a mi amigo, hermano, compañero de estudio, colega y estudiante: Ingeniero dePetróleos y Magíster en Ingeniería de Hidrocarburos Daniel Augusto Gutierrez Arciniegaspor su inmensa colaboración en la escritura del prólogo del presente libro. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  7. 7. 7 PROLOGO Ing. MSc. Daniel Augusto Gutiérrez ArciniegasFundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  8. 8. 8 TABLA DE CONTENIDOINTRODUCCION.................................................................................................................. 3TABLA DE CONTENIDO .................................................................................................... 8CAPITULO 1 ....................................................................................................................... 12CONCEPTOS FUNDAMENTALES, DEFINICION Y CLASIFICACION....................... 121. ASPECTOS GEOLOGICOS............................................................................................ 121.1. FUENTE DE HIDROCARBUROS .............................................................................. 121.2. MIGRACION DE HIDROCARBUROS....................................................................... 131.3. DEFINICIONES DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS .......................................... 131.4. DEFINICION DE YACIMIENTO................................................................................ 131.4.1. Clasificación Geológica de los Yacimientos.............................................................. 131.4.2. Clasificación de Acuerdo al Punto de Burbuja........................................................... 151.4.3. Clasificación de Acuerdo al Estado de los Fluidos .................................................... 161.4.4. Clasificación de Acuerdo al Mecanismo de Producción............................................ 251.4.5. Clasificación de Acuerdo a Variaciones del Volumen Originalmente Disponible aHidrocarburos ....................................................................................................................... 271.6. REGIMENES DE PRESION DE FLUIDOS ................................................................ 281.7. APLICACIONES DE REPEAT FORMATION TESTERS, RFT ................................ 421.8. ESCALAS DEL YACIMIENTO .................................................................................. 44CAPITULO 2 ....................................................................................................................... 48PROPIEDADES FISICAS DEL MEDIO POROSO............................................................ 482.1. POROSIDAD ................................................................................................................ 482.1.1. Clasificación Ingenieril de la porosidad .................................................................... 482.1.1.1. Porosidad absoluta................................................................................................... 482.1.1.2. Porosidad efectiva ................................................................................................... 482.1.1.3. Porosidad no efectiva .............................................................................................. 482.1.2. Clasificación Geológica de la porosidad .................................................................... 482.1.2.1. Porosidad primaria o intergranular.......................................................................... 492.1.2.1.1. Porosidad intercristalina ....................................................................................... 492.1.2.1.3. Planos estratificados ............................................................................................. 492.1.2.1.4. Espacios Sedimentarios Misceláneos .................................................................. 492.1.2.2. Porosidad secundaria, inducida o vugular ............................................................... 492.1.2.2.1. Porosidad de disolución........................................................................................ 492.1.2.2.2. Dolomitización ..................................................................................................... 502.1.2.2.3. Porosidad de Fractura ........................................................................................... 502.1.2.2.4. Espacios secundarios misceláneos ....................................................................... 502.1.3. Factores que afectan la porosidad............................................................................... 502.1.3.1. Tipo de empaque ..................................................................................................... 502.1.3.2. Material cementante ................................................................................................ 532.1.3.3. Geometría y distribución de granos........................................................................ 542.1.3.4. Presión de las capas suprayacentes......................................................................... 542.1.3.5. Presencia de partículas finas................................................................................... 542.1.4. Promedio de la porosidad .......................................................................................... 542.1.4.1. Promedio aritmético ................................................................................................ 542.1.4.2. Promedio ponderado................................................................................................ 54 Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  9. 9. 92.1.4.3. Promedio estadístico o armónico............................................................................. 542.1.5. Correlaciones para porosidad ..................................................................................... 542.1.6. Distribución del tamaño del poro ............................................................................... 552.2. SATURACION DE FLUIDOS, Sf................................................................................. 572.3. ESTADOS DE FLUJO.................................................................................................. 572.4. PERMEABILIDAD Y LEY DE DARCY..................................................................... 622.4.1. Problemas Asociados con la Geometría de Flujo....................................................... 682.4.2. Daño del Pozo............................................................................................................. 692.4.3. Flujo a Través de Fracturas ........................................................................................ 712.4.4. Flujo a Través de Canales Disueltos .......................................................................... 742.5. ECUACIÓN DE FORCHHEIMER............................................................................... 762.6. EFECTO KLINKENBER.............................................................................................. 762.7. PROMEDIO DE PERMEABILIDADES...................................................................... 762.8. TIPOS DE PERMEABILIDAD .................................................................................... 802.8.1. Permeabilidad absoluta............................................................................................... 802.8.2. Permeabilidad efectiva ............................................................................................... 802.8.3. Permeabilidad relativa ................................................................................................ 802.8.4. Correlaciones para permeabilidad relativa ................................................................. 832.9. MODIFICACION DE LA LEY DE DARCY PARA CONSIDERAR EL UMBRALDEL GRADIENTE DE PRESION...................................................................................... 922.10. LA ECUACION DE DIFUSIVIDAD ......................................................................... 972.11. SOLUCIONES A LA ECUACION DE DIFUSIVIDAD ........................................... 992.11.1. Estado Estable .......................................................................................................... 992.11.2. Estado Pseudoestable.............................................................................................. 1012.12. MOVILIDAD ............................................................................................................ 1052.13. TENSION INTERFACIAL Y SUPERFICIAL......................................................... 1052.14. MOJABILIDAD........................................................................................................ 1062.15. DRENAJE, IMBIBICIÓN E HISTÉRESIS .............................................................. 1112.16. ECUACIÓN DE LAPLACE ..................................................................................... 1122.17. PRESIÓN CAPILAR ................................................................................................ 1142.18. FUNCION J DE LEVERETT O CURVA PROMEDIA DE PRESIÓN CAPILAR 1202.19. ANALISIS DE DATOS DE PRESION CAPILAR .................................................. 1202.20. RELACIONES ENTRE k-φ ...................................................................................... 1332.20.1. Ecuación de Karman-Kozeny................................................................................. 1332.20.2. Correlación de Timur ............................................................................................. 1372.19.3. Correlación de Coates-Denoo................................................................................. 137CAPITULO 3 ..................................................................................................................... 139PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO ............................................. 1393.1. PROPIEDADES PVT................................................................................................. 1393.2. LIBERACION INSTANTANEA................................................................................ 1423.3. LIBERACION DIFERENCIAL.................................................................................. 1443.4. CORRELACIONES PARA SISTEMAS DE PETROLEO ......................................... 1443.4.1. Presión del punto de burbuja ..................................................................................... 1443.4.2. Gas en Solución........................................................................................................ 1503.4.3. Factor de compresibilidad del petróleo ...................................................................... 1553.4.4. Factor volumétrico de formación del petróleo ........................................................... 156 Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  10. 10. 103.4.5. Factor volumétrico total............................................................................................. 1613.4.6. Viscosidad del petróleo.............................................................................................. 1623.5. CORRELACIONES PARA SISTEMAS DE GAS ...................................................... 1663.5.1. Gravedad específica de una mezcla de gases ............................................................. 1663.5.2. Propiedades críticas ................................................................................................... 1673.5.3. Obtención de las propiedades críticas y gravedad específica del gas ......................... 1683.5.4. Determinación de las propiedades críticas de los Heptanos y compuestos más pesados............................................................................................................................................ 1703.5.6. Factor de compresibilidad del gas.............................................................................. 1713.5.7. Compresibilidad Isotérmica del Gas ........................................................................ 1743.5.8. Factor volumétrico de Formación del gas .................................................................. 1753.5.9. Viscosidad del gas ..................................................................................................... 1753.6. CORRELACIONES PARA SISTEMAS DE AGUA.................................................. 1763.6.1. Factor Volumétrico de Formación del Agua ............................................................. 1763.6.2. Viscosidad del Agua................................................................................................ 1763.6.3. Compresibilidad del agua y gas disuelto.................................................................... 1773.6.4. Gravedad Específica del Agua.................................................................................. 1773.6.5. Tensión Superficial................................................................................................... 1773.7. FACTORES QUE AFECTAN EL RECOBRO DEL YACIMIENTO ....................... 178BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................ 187CAPITULO 4 ..................................................................................................................... 188CALCULO VOLUMETRICO DE HIDROCARBUROS.................................................. 1884.1. TIPOS DE PRODUCCIONES O RECOBROS .......................................................... 1884.2. ECUACIONES VOLUMETRICAS............................................................................ 1884.2.1. Correlaciones API para calcular el factor de recobro............................................... 1884.3. CALCULO DE VOLUMENES ................................................................................. 1904.3.1. Cálculos de volumen manualmente.......................................................................... 1904.3.2. Cálculos de volumen asistido por computador......................................................... 1934.3.2.1. Método Krigging ................................................................................................... 1944.3.2.2. Método de Curvatura Mínima ............................................................................... 1974.3.2.3. Método de la Distancia Inversa ............................................................................. 1984.3.2.4. Método de Triangulación ...................................................................................... 1984.3.2.5. Método de Funciones de Bases Radiales............................................................... 1984.4. CALCULOS VOLUMETRICOS EN YACIMIENTOS GASIFEROS ...................... 1994.4.1. Factores de recobro en yacimientos de gas volumétricos ........................................ 2004.4.2. Factores de recobro en yacimientos de gas no-volumétricos ................................... 2014.5. CALCULOS VOLUMETRICOS EN YACIMIENTOS DE PETROLEO ................. 201CAPITULO 5 ..................................................................................................................... 204BALANCE DE MATERIA................................................................................................ 2045.1. CONSIDERACIONES Y APLICACIONES .............................................................. 2045.2. ECUACION DE BALANCE DE MATERIA PARA YACIMIENTOS DE GAS ..... 2045.3. ECUACION GENERAL DE BALANCE DE MATERIA PARA YACIMIENTOS DEPETROLEO........................................................................................................................ 2145.4. OTROS USOS DE LA ECUACION DE BALANCE DE MATERIA ....................... 2175.5. LINEALIZACION DE LA ECUACION DE BALANCE DE MATERIA MEDIANTEEL METODO DE HAVLENA Y ODEH........................................................................... 220 Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  11. 11. 115.6. YACIMIENTOS SUBSATURADOS VOLUMETRICOS......................................... 2275.7. YACIMIENTOS QUE PRODUCEN POR GAS EN SOLUCION POR DEBAJO DELPUNTO DE BURBUJA ..................................................................................................... 2305.8. CONTROL TOTAL DEL YACIMIENTO ................................................................. 2315.9. PREDICCION DEL COMPORTAMIENTO Y RECOBRO FINAL DE UNYACIMIENTO................................................................................................................... 2325.10. BALANCE DE MATERIA EN YACIMIENTOS NATURALMENTEFRACTURADOS............................................................................................................... 2325.11. YACIMIENTOS DE CONDENSADOS DE GAS ................................................... 239CAPITULO 6 ..................................................................................................................... 250INTRUSION DE AGUA.................................................................................................... 2506.1. Modelo de estado estable (Schilthuis)......................................................................... 2506.2. Modelo de estado inestable (Hurst and Van Everdingen) .......................................... 2546.3. Método de Fetkovich para Acuíferos Finitos .............................................................. 259CAPITULO 7 ..................................................................................................................... 275CURVAS DE DECLINACION ......................................................................................... 2757.1. INTRODUCCION....................................................................................................... 2757.2. DECLINACION DE PORCENTAJE CONSTANTE O DECLINACIONEXPONENCIAL ................................................................................................................ 2767.3. DECLINACION HIPERBOLICA .............................................................................. 2777.4. DECLINACION ARMONICA ................................................................................... 2787.5. CURVAS TIPO ........................................................................................................... 279CAPITULO 8 ..................................................................................................................... 291CONIFICACION Y DIGITACION ................................................................................... 2918.1. GENERALIDADES.................................................................................................... 2918.2. CONIFICACION DE AGUA...................................................................................... 2918.2.1. Método de Meyer y Garder ...................................................................................... 2928.2.2. Método de Sobocinski y Cornelious......................................................................... 2938.2.3. Metodo de Chaney, Noble, Henson y Rice .............................................................. 2968.2.4. Método de Bournazel y Jeanson............................................................................... 3008.2.5. Método de Kuo y Desbrisay ..................................................................................... 3018.3. DIGITACION DE AGUA.......................................................................................... 303BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................ 306APENDICE A..................................................................................................................... 307MÉTODO DE MUSKAT................................................................................................... 307APENDICE B..................................................................................................................... 313METODO DE PIRSON...................................................................................................... 313APENDICE C..................................................................................................................... 316METODO DE TARNER.................................................................................................... 316APENDICE D..................................................................................................................... 319METODO DE TRACY ...................................................................................................... 319APENDICE E ..................................................................................................................... 323METODO DE SCHILTHUIS ............................................................................................. 323 Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  12. 12. 12 CAPITULO 1CONCEPTOS FUNDAMENTALES, DEFINICIÓN Y CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS1. ASPECTOS GEOLOGICOSLos ingenieros de yacimientos necesitan contar con conocimientos geológicos durante eldesarrollo de su vida profesional, en virtud a que todo yacimiento que se estudie tieneantecedentes de tipo geológico. Normalmente, un yacimiento es definido mediante laperforación, de modo que se dispone de algunos datos en puntos discretos dentro delsistema. Dicha información es contenida en análisis de ripios, perfiles de pozo, análisis decorazones, análisis de rayos X y tomografía, muestras de paredes, pruebas de presión ypruebas de producción, entre otros. Lo que indica que una buena descripción delyacimiento depende de la habilidad para interpretar la información recolectada.1.1. FUENTE DE HIDROCARBUROSA pesar de algunas eventuales objeciones, universalmente se está de acuerdo que loshidrocarburos tienen una procedencia de tipo orgánico. Lo que indica que la materiaorgánica tuvo que ser sintetizada por organismos vivientes, y por lo tanto debió depositarsey preservarse en sedimentos. Dependiendo de las condiciones geológicas dadas, parte deeste material se transforma en compuestos de naturaleza petrolera.La base fundamental para la producción masiva de materia orgánica fue la fotosíntesis, lacual apareció aproximadamente hace 2000 millones de años en tiempos precámbricos.Desde esa época a la era devónica la primera fuente de materia orgánica el fitoplanctonmarino. A partir del devónico, la mayor contribución a la materia orgánica fue por parte deplantas terrestres. Algunos animales grandes, como peces, contribuyeron muy poco en lageneración de materia orgánica. En resumen, los principales contribuidores de materialorgánico en los sedimentos fueron las bacterias, fitoplancton, zooplancton y plantas demayor tamaño1.Los escudos continentales en áreas de aguas tranquilas, como lagos, cuencas profundas ypendientes continentales, poseen las condiciones favorables para la depositación de lossedimentos ricos en materia orgánica. Las tres etapas principales para la evolución de lamateria orgánica son diagénesis, catagénesis y metagénesis.La diagénesis toma lugar en sedimentos recientemente depositados donde se presentaactividad microbial. Al finalizar la diagénesis, la materia orgánica consta principalmente deun residuo fosilizado e insoluble llamado kerógeno. La catagénesis resulta de unincremento en la temperatura durante el sepultamiento del material en las cuencassedimentarias. La mayor parte de la generación de hidrocarburos se debe a la Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  13. 13. 13descomposición térmica del kerógeno. La metagénesis toma lugar a altas profundidades,donde tanto la presión como la temperatura son altas. En esta etapa, la materia orgánicaesta compuesta solamente de metano y carbono residual. Los constituyentes del kerógenoresidual se convierten en carbono granítico.1.2. MIGRACION DE HIDROCARBUROSLa mayoría de los hidrocarburos se hallan en rocas porosas de grano grueso y permeables,con poco o nada de materia orgánica insoluble. Es improbable que el crudo hallado en estasrocas se pudieran originar allí puesto que no hay señales de materia orgánica sólida. Por lotanto, la mayoría de yacimientos de hidrocarburos son trampas para la migración de éstos.La migración primaria es la liberación de compuestos hidrocarburos del kerógeno en lascapas fuentes y su transporte dentro de los poros estrechos de la roca fuente de grano fino.Los hidrocarburos expelidos de la roca madre pasan hacia unidades de roca más porosas ymás permeables. Este fenómeno se llama migración secundaria1.Puesto que la mayoría de las rocas en el subsuelo se hallan saturadas con agua, elmovimiento de hidrocarburos tiene que ser debido a flujo activo de agua, o flujoindependiente de la fase acuosa, por desplazamiento o por difusión. Puesto quenormalmente los hidrocarburos son menos densos que el agua, su acumulación toma lugaren la parte más alta de la trampa. La migración es detenida por rocas superioresrelativamente impermeables.1.3. DEFINICIONES DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS“Es la aplicación de principios científicos a problemas de drenaje que resultan durante eldesarrollo y producción de yacimientos de hidrocarburos”. Puede también definirse como“El arte de desarrollar y producir fluidos hidrocarburos de tal forma que se obtenga unrecobro eficiente”.1.4. DEFINICIÓN DE YACIMIENTOSe entiende por yacimiento una unidad geológica de volumen limitado, poroso y permeableque contiene hidrocarburos en estado líquido y/o gaseoso. Los cinco ingredientes básicosque deben estar presentes para tener un yacimiento de hidrocarburos son: (1) fuente, (2)Camino migratorio, (3) Trampa, (4) Almacenaje/porosidad, (5) Transmisibilidad/Permeabilidad.1.4.1. Clasificación Geológica de los YacimientosGeológicamente, los yacimientos se clasifican en estratigráficos, estructurales ycombinados. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  14. 14. 14 ESTRATIGRAFICO GAS PETROLEO ESTRUCTURAL PETROLEO AGUA Fig. 1.1.a. Clasificación Geológica de los Yacimientos: Estratigráfico y estructurales COMBINADO PETROLEO FALLA AGUA Fig. 1.1.b. Clasificación Geológica de los Yacimientos: Combinado1. Estratigráficos: lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas, cambiosde permeabilidad. Ver Fig. 1.1.a.2. Estructurales: Fracturas en calizas o rocas ígneas, discordancias, fallamiento enareniscas, sinclinales, anticlinales, domos salinos, etc., como se describe en la Fig. 1.1.a.3. Combinados: Hace referencia a las posibles combinaciones que se presenten entre losdos grupos anteriores. Ver Fig. 1.1.b. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  15. 15. 151.4.2. Clasificación de Acuerdo al Punto de Burbuja1. Subsaturados. Yacimientos cuya presión inicial es mayor que la presión en el punto deburbuja. El lector debería referirse al punto A de la Fig. 1.9. Inicialmente solo se presentala fase líquida. Las burbujas de gas se desprenden del crudo una vez el punto de burbuja sealcanza. Eventualmente, el gas librado empieza se aglutina hasta tener condiciones de flujohacia al pozo en cantidades cada vez incrementales. Contrariamente, el flujo de crudodecrementa gradualmente y en la etapa de depleción permanece mucho crudo en elyacimiento2,3.2. Saturados. Yacimientos cuya presión inicial es menor o igual que la presión en el puntode burbuja. Ver punto B y C de la Fig. 1.2.a. Este yacimiento bifásico consiste de una zonagaseosa suprayaciendo una zona líquida. Puesto que la composición del gas y el crudo soncompletamente diferentes, estas pueden representarse por diagramas de fases individualesque tienen poca relación entre ellas o en composición. La zona líquida está en su punto deburbuja y será producida como un yacimiento subsaturado modificado con la presencia dela capa de gas. La capa de gas está en el punto de rocío y podría ser retrógrada o noretrógrada (yacimiento de gas). Ver Fig. 1.2.b y 1.2.c. D Pto Crit. Aceite A E Subsaturado Pb Pto B roc io F Presion Aceite + Gas C Saturado Temperatura Fig. 1.2.a. Clasificación de los Yacimientos de acuerdo al punto de burbuja Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  16. 16. 16 Capa de gas PC= Punto crítico retrógrada PB= Punto de Burbuja PR = Punto de Rocío PB PRESION PC PC Petróleo Gas PB PR PR TEMPERATURA Fig. 1.2.b. Diagrama de fases de la capa de gas y la zona de crudo mostrando capa de gas retrógrada2 Capa de gas PC= Punto crítico no retrógrada PB= Punto de Burbuja PR = Punto de Rocío PC Gas PRESION PB PB Petróleo PR PC PR TEMPERATURA Fig. 1.2.c. Diagrama de fases de la capa de gas y la zona de crudo mostrando capa de gas no retrógrada21.4.3. Clasificación de Acuerdo al Estado de los Fluidos1. Petróleo negro. Consiste de una amplia variedad de especies químicas que incluyenmoléculas grandes, pesadas y no volátiles. El punto crítico está localizado hacia lapendiente de la curva. Las líneas (iso-volumétricas o de calidad) están uniformementeespaciadas y tienen un rango de temperatura amplio. Los primeros crudos de este tipo Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  17. 17. 17fueron de color negro, de allí su nombre. También se le llama crudo de bajo encogimientoo crudo ordinario. Estos crudos tienen GOR ≤ 1000 pcs/STB, el cual se incrementa pordebajo del punto de burbuja. Bo ≤ 2 y API ≤ 45 y el contenido de C7+ mayor o igual a 30%, ver Fig. 1.3.c. Las temperaturas del yacimiento son menores de 250 °F. La gravedaddecrece lentamente con el tiempo hasta bien avanzada la vida del yacimiento donde vuelvea incrementarse ligeramente. Este crudo es normalmente negro (compuestos pesados)aunque pude ser marrón o verduzco. (Figs. 1.3.a, 1.3.b, 1.3.c y 1.7.b)5.2. Petróleo volátil. El rango de temperatura es más pequeño que en petróleo negro. Latemperatura crítica, Tcr, es también menor que en crudos negros y está cerca de latemperatura del yacimiento, TR (Tcr > TR). Las líneas de calidad no están igualmenteespaciadas y están desplazadas hacia arriba hacia el punto de burbuja. Una pequeñareducción en presión por debajo del punto de burbuja causa una liberación enorme de gas.Hasta un 50 % de estos crudos puede convertirse en gas en el yacimiento cuando la presióncae unos cientos psi debajo del punto de burbuja. Estos también se llaman crudos de altaencogimiento o crudos cercanos al punto crítico. La Ecuación de Balance de Materia(EBM) de petróleo negro no trabaja en estos casos. El punto de división entre crudo volátily negro es arbitrario, pero se toma como referencia la tolerancia de la EBM. Bo > 2, 1000 <GOR < 8000 scf/STB (Ver. Fig. 1.4.c), 45 < API < 60, C7+ mayor o igual a 12.5 %, latemperatura del yacimiento ligeramente menor que la crítica y el gas liberado puede ser deltipo gas condensado. El GOR y La API se incrementan con la producción a medida que lapresión cae por debajo de la presión del punto de burbuja. El color es usualmente caféclaro a verde). Ver Figs. 1.4.a y 1.4.b2,5. PETROLEO NEGRO 2,500 Condiciones iniciales Presió 2,000 Punto Crítico n de Rocío 1,500 90 80 uja 70 60 rb 50 1,000 e Bu nd 40 e sió Pr 30 20 500 Separador 0 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 Fig. 1.3.a. Diagrama de fases para el petróleo negro5 Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  18. 18. 18 PETROLEO NEGRO 1800 1600 PETROLEO Punto crítico Puntos d e rocío NEGRO uja urb 1400 d eb GAS to s un SECO d ep 90 % ea L ín 1200Presión, psia rocío 80 % 2 1000 70 % os de % de líquido 60 % Pu n t 800 50 % 600 40 % 30 % 400 20 % 200 10 % Separador 0 60 110 160 210 260 310 Temperatura, F Fig. 1.3.b. Diagrama de fases para el petróleo negro5 100000 Gases secos 90000 80000 Producida Inicial, scf/STB Relación Gas-Petróleo 70000 60000 50000 40000 30000 20000 10000 Aceites negros 0 0 10 20 30 40 50 60 70 C 7+ en los fluidos del yacimientos, % mol 1.3.c. Variación en el porcentaje de C7+ de acuerdo a la relación gas petróleo inicial Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  19. 19. 19 PETROLEO VOLATIL 4,000 3,500 Presió n de Condiciones Pto Crítico Rocío 3,000 iniciales 2,500 70 60 2,000 50 40 % líquido 30 a uj rb 20 Bu 1,500 de n ió 10 es Pr 1,000 5 500 cío Separador e Ro ión d Pres 0 0 100 200 300 400 500 600 Fig. 1.4.a. Diagrama de fases para el petróleo volátil5 PETROLEO VOLATIL 4000 PETROLEO 3500 NEGRO Puntos d e rocío Punto crítico 3000 2 PETROLEO VOLATILPresión, psia 2500 60 % GAS RETROGRADO 2000 50 % Punto crítico 1500 20 % 40 % 30 % 15 % 1000 20 % Separador 10 % 10 % 500 5% cío s de ro Punto 0 0 100 200 300 400 500 Temperatura, F Fig. 1.4.b. Diagrama de fases para el petróleo volátil Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  20. 20. 20 20000 12500 Aceite STB/D GOR, scf/STB 16000 10000 Producida Inicial, scf/STB Relación Gas-Petróleo 12000 7500 8000 5000 4000 2500 0 0 0 5 10 15 20 25 30 Tiempo, meses Fig. 1.4.c. Producción de crudo volátil y GOR en un pozo colombiano3. Gas condensado (retrógrados). El diagrama de fases es menor que el de los aceitesnegros y el punto crítico está bien por debajo y a la izquierda de la envolvente. Esto es elresultado de gases retrógrados conteniendo muy pocos hidrocarburos pesados que loscrudos. La (Tcr < TR) y el punto cricondentérmico es mayor que TR. A medida que lapresión cae, el líquido, normalmente claro, se condensa y se forma líquido en elyacimiento, el cual normalmente no fluye y no puede producirse. C7+ menor o igual a 12.5% (ver Fig. 1.5.c). 70000 < GOR < 100000 pcs/STB (Fig. 1.5.b) y se incrementa a medidaque la producción toma lugar. API > 60 y se incrementa a medida que la presión cae pordebajo de la presión de rocío. El líquido es ligeramente colorado, marrón, anaranjado,verduzco o transparente. También se les llama condensados. Ver Fig. 1.5.a. GAS RETROGRADO 3,000 Condiciones Presió iniciales n de Rocío 2,500 2,000 Pto Crítico 1,500 % líquido a uj 30 rb 40 20 Bu 15 1,000 de n ió es 10 Pr 5 500 Separador 0 0 50 100 150 200 250 300 350 400 Fig. 1.5.a. Diagrama de fases para el gas retrógrado5 Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  21. 21. 21 1600 60000 Aceite STB/D GOR, scf/STB 1200 45000 Producida Inicial, scf/STB Relación Gas-Petróleo 800 30000 400 15000 0 0 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 Tiempo, días Fig. 1.5.b. Producción de condensado y GOR en un pozo colombiano 6000 Puntos de Rocio Puntos de burbuja 5000 Producida Inicial, scf/STB Relación Gas-Petróleo 4000 3000 2000 1000 0 7.5 10 12.5 15 17.5 20 22.5 C 7+ en los fluidos del yacimientos, % mol 1.5.c. Variación en el porcentaje de C7+ de acuerdo a la relación gas petróleo inicial (Condensados)4. Gas húmedo. Todo el diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos con moléculaspredominantemente pequeñas yacen debajo de la temperatura del yacimiento. La línea depresión no entra la envolvente y por tanto no se forma líquido en el yacimiento, pero si ensuperficie (dos fases). La gravedad, mayor de 60 API, de los líquidos es similar a la de losgases retrógrados. La gravedad se mantiene constante y el color de los líquidos es Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  22. 22. 22transparente. GOR > 15000 pcs/STB y permanece constante durante toda la vida delyacimiento. Se producen menos de 60 STB crudo por cada millón de pies cúbicos normalesde gas. Ver Fig. 1.6.a y 1.6.b. GAS HUMEDO 3,500 Condiciones iniciales 3,000 o ocí 2,500 eR nd sió 2,000 Pre 1,500 % líquido uja Pto rb 1,000 5 Bu Crítico de 1 n 50 sió 25 e 500 Pr Separador 0 0 100 200 300 400 500 600 700 Fig. 1.6.a. Diagrama de fases para el gas húmedo5 50000 40000 Producida Inicial, scf/STB Relación Gas-Petróleo 30000 20000 10000 0 0 2 4 6 8 10 12 C 7+ en los fluidos del yacimientos, % mol 1.6.b. Variación en el porcentaje de C7+ de acuerdo a la relación gas petróleo inicial (gas húmedo) Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  23. 23. 23 GAS SECO 4,500 Condiciones 4,000 iniciales ío Roc 3,500 e ión d 3,000 Pres 2,500 % líquido 2,000 25 1,500 Pto 1 Crítico 1,000 50 500 Separador 0 0 100 200 300 400 500 600 700 Fig. 1.7.a. Diagrama de fases para el gas seco55. Gas seco. Está formado principalmente por metano y algunos intermedios. El diagramade fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosa tanto en superficie como en elyacimiento. No hay presencia de líquidos ni en yacimiento ni superficie. Sin embargo, atemperaturas criogénicas, menores de 50 °F, se puede obtener luidos de estos gases. LaEBM puede aplicarse tanto a gas como gases húmedos para determinar gas original in-situy predecir reservas de gas. Ver Fig. 1.7.a.6. Asfalténicos. En estos yacimientos, las condiciones iniciales del yacimiento están muypor encima y a la izquierda del punto crítico. El rango de temperatura es bastante amplio.Estos no se vaporizan ni tiene punto crítico. Ver Fig. 1.7.b.Cuando la presión del yacimiento localiza a éste en la zona de una sola fase, normalmentela composición se mantiene constante. Sin embargo, cuando la presión localiza alyacimiento por debajo de la envolvente, el gas puede producirse más fácilmente y larelación gas-petróleo no se mantiene causando un consecuente cambio del punto de burbujay un desplazamiento del diagrama de fases. Caso típico ocurre en un yacimiento decondensado retrógrado. Al pasar por el punto de rocío la condensación toma lugar y ellíquido queda atrapado dentro de los poros de la roca, luego el producto en superficietendrá menos contenido líquido y como consecuencia se incrementa el GOR. Una vez elpunto de rocío se alcanza, la composición del fluido cambia y la envolvente se desplaza ala derecha lo que agrava la pérdida de líquido en los poros.Las Figs. 1.7.b, 1.7.c, 1.8 y 1.9 también ilustran la carecterización de los fluidos delyacimiento. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  24. 24. 24 Pyto, Tyto Pto Crit. Pto Crit. gas seco Pto Crit. gas humedo Pto Crit. Presion Gas condensado Petroleo volatil Pto Crit. Petroleo negro crudo asfaltenico Psep, Tsep Temperatura Fig. 1.7.b. Clasificación de los yacimientos de acuerdo al estado de los fluidos 7000 Temperatura Volátil 1 de yacimiento 6000 Condensado Volátil 2 5000 Presión, psia 4000 3000 2000 Gas húmedo Aceite negro 1000 Gas seco 0 -200 -100 0 100 200 300 400 500 600 700 800 Temperatura, FFig. 1.7.c. Comportamiento de fases de diferentes mezclas con diferentes proporciones de los mismos hidrocarburos Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  25. 25. 25 Puntos de Rocio Puntos de burbuja 50000 Gas Aceite Aceite retrográdol volátil negro 40000 Producida Inicial, scf/STB Relación Gas-Petróleo 30000 20000 húmedo 10000 Gas 0 0 5 10 15 20 25 30 C 7+ en los fluidos del yacimientos, % mol Fig. 1.8. Variación en el porcentaje de C7+ de acuerdo a la relación gas petróleo inicial (todos los fluidos) Aceite Aceite Gas Gas Gas Negro Volátil retrógrado Húmedo Seco GOR GOR GOR GOR No hay GOR líquido Tiempo Tiempo Tiempo Tiempo Tiempo No hay API API API API API líquido Tiempo Tiempo Tiempo Tiempo Tiempo Fig. 1.9. Comportamiento del GOR y la gravedad API a través del tiempo1.4.4. Clasificación de Acuerdo al Mecanismo de ProducciónLa producción inicial de hidrocarburos está acompañada por el uso de la energía natural deeste y normalmente se conoce como producción primaria. El petróleo y el gas sondesplazados hacia los pozos productores bajo producción primaria mediante a) expansión Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  26. 26. 26de fluido, b) desplazamiento de fluidos, c) drenaje gravitacional y d) expulsión capilar.Cuando no existe ni acuífero ni inyección de fluidos, el recobro de hidrocarburos se debeprincipalmente a la expansión del fluido, sin embargo en crudo, este podría producirsemediante drenaje gravitacional. El uso de gas natural o inyección de agua es llamadoproducción secundaria y su principal propósito es mantener la presión del yacimiento(adición de energía), de modo que el término mantenimiento de presión normalmente seusa para describir procesos de recobro secundario. Cuando el agua procede de un acuífero oes inyectada en los pozos, el recobro es acompañado por un mecanismo dedesplazamiento, el cual puede ser ayudado por drenaje gravitacional o expulsión capilar. Elgas se inyecta como fluido de desplazamiento para ayudar al recobro de crudo y tambiéncomo gas cíclico para recuperar condensados. Dicha inyección normalmente modifica lapresión de rocío y por lo tanto desplaza el diagrama de fases.Existen otros procesos de desplazamiento llamado recuperación terciaria y mejor referidacomo recobro realzado (Enhanced Oil Recovery, EOR) los cuales se desarrollaron paracuando los procesos secundarios resultan inefectivos. Adicional a la adición de energía alyacimiento, este proceso considera cambios en las propiedades de la roca (como lamojabilidad) o del fluido (como la viscosidad o la tensión interfacial). Sin embargo, elmismo proceso se considera para casos donde el recobro primario no se utilizó por bajopotencial de recobro. En este caso el término terciario está mal empleado. En algunosyacimientos es ventajoso iniciar un proceso secundario o terciario antes de terminar laproducción primaria. En estos casos el término recobro mejorado (improved oil recovery,IOR) se ha convertido en popular y algunos consideran que la diferencia entre EOR e IORes que esta última involucra un proceso de reingeniería y caracterización del yacimiento2.En muchos yacimientos pudieren simultáneamente operar varios mecanismos deproducción, pero generalmente predomina uno o dos. Durante la vida del yacimiento lapredominancia puede cambiar de un mecanismo a otro ya sea natural o artificialmente. Porejemplo, un yacimiento volumétrico podría producir inicialmente por expansión de fluidos,cuando este se ha depletado lo suficiente la producción hacia los pozos podría deberse adrenaje gravitacional ayudado por un mecanismo de bombeo. Más tarde, un proceso deinyección de agua puede usarse para adicionar mayor empuje a los hidrocarburos. En estecaso el ciclo de los mecanismos es expansión-gravitacional y desplazamiento de drenaje.En general la producción de los yacimientos se debe a los siguientes mecanismos:1. Hidráulico, cuando se presenta agua proveniente de un acuífero adyacente.2. Gas en Solución (línea B-C en Fig. 1.2.a). Los fluidos gaseosos ayudan a producir la fase líquida cuando el gas intenta liberarse del seno del crudo.3. Capa de gas (No hay distribución uniforme de los fluidos)4. Expansión líquida y de roca (hasta el punto de burbuja) Línea A-B en Fig. 1.2.a.5. Gravedad o segregación gravitacional, el cual es común en yacimientos con espesor considerable y que tienen buena comunicación vertical o en yacimientos que tienen alto buzamiento pues permiten la migración del gas a la parte superior de la estructura.6. Combinado Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  27. 27. 277. En yacimientos gasíferos se tiene depleción o expansión gaseosa (línea D-E-F en Fig. 1.2.a).1.4.5 Clasificación de Acuerdo a Variaciones del Volumen Originalmente Disponible aHidrocarburos1. Volumétricos, cuando no existe un acuífero adyacente al yacimiento (yacimiento cerrado).2. No volumétricos. El volumen disponible a hidrocarburos se reduce por la intrusión de agua procedente de un acuífero aledaño. Tabla 1.1. Características de los diferentes mecanismos de producciónMecanismo Presión de GOR Wp Eficiencia Otros yacimientoExpansión Declina Permanece No, excepto alto 1-10 %líquida y roca rápida y continuo bajo y cte Sw Prm. 3 % Pi > PbGas en Declina 1o. Alto, No, excepto alto 5-35 % Requiere bombeosolución rápida y continuo incrementa y cae Sw Prm. 20 % tempranoCapa de gas Cae lenta y Crece cont. En Despreciable 20-40 % Ruptura temprana continuo formaciones Prm. 25% de gas indica m inclinadas o>Empuje de Permanece alta. P Permanece bajo si Pozos bajos tienen 35-80 % N de BM crece siagua depende de caudal P es alta Wp que crece Prm. 50 % We = 0Segregac. Declina Bajo en form. Despreciable 40-80 %gravitacional rápida y continuo poco Prm. 60 % inclinado. Alto en form. inclinadas Presion del yacimiento, % Presion Original 100 1 Expansion Roca y fluido 2 Empuje por gas disuelto 3 Expansion capa de gas 80 4 Intrusion de agua 5 Drenaje gravitacional 60 4 3 40 2 5 1 20 0 0 10 20 30 40 50 60 Eficiencia de recobro, % OOIP Fig. 1.10. Influencia de los mecanismos de producción en el recobro de petróleo Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  28. 28. 281.6. REGIMENES DE PRESIÓN DE FLUIDOS3,4La presión total a cierta profundidad es la combinación del peso de la roca + fluidos =Presión de sobrecarga. En la mayoría de las formaciones sedimentarias esaproximadamente 1 psi/ft.OP =FP + GPLa presión de sobrecarga es constante, luego:d(FP)=-d(GP)Es decir, una reducción en la presión de fluido conduce a un incremento en la presión degrano o viceversa. Para un caso normal de agua: ⎛ dP ⎞Pw = ⎜ ⎟ D + 14.7 ⎝ dD ⎠aguaEsta ecuación asume que hay continuidad desde la superficie al fondo luego la salinidad esconstante. El gradiente del agua dulce es 0.4335 psi/ft. Para un caso anormal de agua: ⎛ dP ⎞Pw = ⎜ ⎟ D + 14.7 + C ⎝ dD ⎠ aguadonde C es + (sobrepresión) o – (subpresionado). Los gradientes aproximados para aguasalada (depende de salinidad) son 0.45, para oil 0.35 y para gas 0.08. Presiones anormalesse deben a: (a) Cambios en temperatura. Un grado Fahrenheit causa un cambio de 125 psien sistemas sellados, (b) Cambios geológicos por levantamiento del yacimiento, (c)Osmosis entre aguas que tienen diferente salinidad. Si el agua dentro de la formación esmás salada que los alrededores, causa altas presiones anormalesUsando los gradientes promedios y de acuerdo con la figura, en el contacto agua-petróleo,WOC, a 5500 ft, la presión del agua y del petróleo deben ser iguales para que exista unainterfase estática. De modo que:Pw = 0.45 D + 14.7 = 0.45(5500) + 15 = 2490 psiAhora, la ecuación lineal para el aceite encima de la zona de agua es:Po = 0.35 D + CPuesto que Po = 2490 a 5500 psi, la constante se evalúa de modo que:2490 = 0.35(5500) + C de donde C = 565, luego Po = 0.35D + 565 Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  29. 29. 29 Presion, psi 14.7 Profundidad, ft Presion Presion de fluido de grano FP GP Presion de sobrecarga, OP Sobrepresion Presion hidrostatica normal Subpresionado Fig. 1.11. Regímenes de presiones 2250 2300 2350 2400 2450 2500 2550490050005100 Gas Po GOC5200 sib l e gr ad ie5300 nt e no rm Oil5400 al WOC55005600 Agua Fig. 1.12. Regímenes de presiones para ejemplo Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  30. 30. 30En el GOC a 5200 ft, Pg = Po, luego Po = 0.35 D + 565 = 0.35(5200) + 565 = 2385 psiLa ecuación de gas, arriba de la zona de petróleo, es Pg = 0.08D + CPuesto que Pg = Po y a 5200 ft, 2385 psi, se tiene 2385 = 0.08(5200) + C de donde C =1969, luego Pg = 0.08D + 1969 .La presión en el tope de la formación (5000 ft) es:Pg = 0.08 D + 1969 = 0.08(5000) + 1969 = 2369 psi. Si se asume que se está perforando unaformación con agua dulce, a la profundidad de 5000 ft (tope) la presión será de:Pw = 0.433D + 14.7 = 0.433(5000) + 15 = 2266 psiLo que equivale a que se tendría una patada de 2369 – 2266 = 103 psi al entrar a la zona depetróleo.EJEMPLOUn pozo penetra la arena First Bromide a una prefundida de 7500 ft. El pozo cruza elcontacto gas-petróleo a 7510 ft y el contacto agua-petróleo a 7550 ft. La formación estánormalmente presionada. Qué presiones se esperan en los contactos y en el tope de laformación. Asuma que los gradientes de agua, gas y crudo son 0.45, 0.35 y 0.08 psi/ft,respectivamente.SOLUCIÓNEs conveniente para la solución de este problema referirse al diagrama de la Fig. 1.13. Laecuación de agua está dada por:Pw = 0.45D + 14.7En el WOC la presión será:Pw = 0.45(7550) + 14.7 = 3412.2 psiA la profundidad de 7550 ft, Po = Pw = 3412.2 psi, luego:Po = 0.45D + C3412.2 = 0.45(7550) + C de donde C = 769.7 psi. En el contacto gas petróleo (D=7510 ft): Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  31. 31. 31 Tope formacion, 7500 GOC 7510 WOC 7550 Fig. 1.13. Representación esquemática del ejemplo de la arena First Bromide Una milla GOC 7510 Po =3880 psia @ D=8600 ft WOC = X ft PW =4050 psia @ D=9000 ft Fig. 1.14. Representación esquemática de las presiones en la formación Red ForkPo = 0.35D + 769.7Po = 0.35(7510) + 769.7 = 3398.2 psiEn el contacto gas petróleo, Pg = Po =3398.2 psi, luego:Pg = 0.08D + C3398.2 = 0.08(7510) + C de donde C = 2797.4 psi. En el tope de la formación, se tiene:Pg = 0.08D + 2797.4 = 0.08(7510) + 2797.4 = 3397.4 psiEJEMPLOUn pozo perforado en la ten Mile Falt encontró la formación Red Fork probó positivo paraproducción de crudo. El operador midió una presión de 3880 psia en el fondo del pozo a Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  32. 32. 32una profundidad de 8600 ft. También sobre la formación Red Fork a una milla de distanciase midió una presión de 4050 psia en un pozo seco a una profundidad de 9000 ft.a) Esta presión anormal o normal? Porqué?b) Donde se localiza el contacto WOC?c) Suponga que el gradiente tiene un error de ±5 % y localice nuevamente el contacto agua-petróleod) Estime nuevamente la posición del WOC asumiendo que la herramienta de medida tiene una precisión de 0.5 % y la posición de la herramienta tiene un error de ± 10 ftSOLUCIÓNa) Esta presión anormal o normal? Porqué?De acuerdo con la Fig. 1.14 a la profundidad de 9000 ft, la ecuación gobernante (agua) estádada por: ⎛ dG ⎞Pw = ⎜ w ⎟ D ⎝ dP ⎠ ⎛ dG ⎞4050 = ⎜ w ⎟ 9000 ⎝ dP ⎠De donde resulta un gradiente de 0.451 psi/ft por lo que se considera que la formación estánormalmente presionada.b) Donde se localiza el contacto WOC?Se sabe que en el WOC, las presiones de agua y petróleo (Po = Pw) tienen el mismo valorpara que halla equilibrio:Po = 0.35DPw = 0.45 DSe sabe, además, que la presión a 8600 ft es de 3880 psia. Luego en el contacto WOC, setiene:Po = 3880 + 0.35( X − 8600)Igualando las ecuaciones de agua y crudo:3880 + 0.35( X − 8600) = 0.45 X Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  33. 33. 33De donde X=WOC=8700 ft.c) Suponga que el gradiente tiene un error de 5 % y localice nuevamente el contacto agua- petróleoEl máximo gradiente de crudo es de (0.35x1.005) 0.3675 psi/ft y el mínimo es de 0.3325psi/ft. Efectuando un procedimiento similar al paso b, se obtienen las profundidades de loscontactos de 8685 y 8721 pies, respectivamente.d) Estime nuevamente la posición del WOC asumiendo que la herramienta de medida tiene una precisión de 0.5 % y la posición de la herramienta tiene un error de ± 10 ftUn error de 0.5 % en la medida de presiones resulta en (3880x1.005) 3899.4 y 4070.25 psi,respectivamente. Las posiciones respectivas de la herramienta serán 8590 y 8610 pies. Parala primer profundidad se tiene que WOC=8929 ft y para la segunda profundidad se tieneque la presión es 8859 psi.EJEMPLODe acuerdo con la Fig. 1.15, el pozo A está siendo perforado con un lodo base agua cuyadensidad es 9 ppg y en la actualidad se encuentra a una profundidad de 4000 pies conrespecto al nivel del terreno. Seis meses antes, se terminó de perforar el pozo B que resultóseco. El operador prudentemente midió la presión de fondo de este pozo correspondiente a3100 psia. Con base en la información suministrada en la Fig. 1.15 determine las presionesen cada uno de los contactos y la densidad mínima para perforar la formación gasífera.Asuma que el gradiente del crudo es 0.35 psi/ft y el del gas es de 0.08 psi/ft.SOLUCIÓNDada la presión a 6000 pies, es posible determinar el gradiente de presión mediante: ⎛ dG ⎞P=⎜ ⎟D ⎝ dP ⎠ ⎛ dG ⎞3100 = ⎜ ⎟ 6000 ⎝ dP ⎠⎛ dG ⎞⎜ ⎟ = 0.517 psi / ft⎝ dP ⎠Con este valor de gradiente se determina la presión en el contacto agua petróleo (D=5500ft): Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
  34. 34. 34 200 millas 2000 ft B A Nivel del terreno Nivel del 1000 ft mar 4900 ft Fo 5000 ft r m ac 5500 ft ió GOC n WOC 6000 ft A Presión de 3100 psia fue medida en el punto A Fig. 1.15. Esquematización de las presiones en los pozos A y B ⎛ dG ⎞P5500 = ⎜ ⎟D ⎝ dP ⎠Entonces:P5500 = 0.517(5500) = 2843.3 psiLa ecuación para presión de petróleo está dada por: ⎛ dG ⎞Po = ⎜ o ⎟ D + C ⎝ dP ⎠Puesto que en el contacto agua petróleo la presión en la zona de petróleo y en la zona deagua debe ser la misma, se tiene:2843.3 = 0.35(5500) + CDe donde C = 918 psi. En el contacto gas petróleo (D=5000 ft), la presión será:Po = 0.35D + 918 = 0.35(5000) + 918 = 2668 psiLa ecuación en la zona de gas inmediatamente después de la zona del contacto está dadapor: Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

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