Archive for the ‘Yacimiento’ Category

Consideraciones en los análisis PVT

mayo 9, 2009

Generalmente, cuando se descubre un nuevo reservorio, uno de los primeros análisis es la composición de los fluidos que se encuentran en el mismo, con el objetivo de saber como es el comportamiento termodinámico (Presión y Temperatura) a las condiciones de yacimiento, y como este varía en su camino a superficie, hasta llegar al tren de separación. Con este post, hablaré del tema referente a la validación de pruebas PVT tanto petróleo negro, como para gas condensado. Para discretizar de un tipo de fluido del otro, y poder utilizar el criterio de validación adecuado, es importante ver la composición del fluido. Por ejemplo, un fluido con un porcentaje mayor de 75% en metano, y que haya obtenido punto de rocío durante la prueba de expansión a composición constante, se considera como de gas condensado. Por otra parte un fluido con un porcentaje menor a 50% en metano, se puede considerar como de petróleo negro. Mientras que el fluido se encuentre más cercano a las condiciones críticas, es más difícil de caracterizar, tal es el caso de el gas condensado y el petróleo volátil.
Validación de pruebas PVT Petróleo Negro
Prueba de densidad
Esta prueba simple consiste en comparar que la densidad del petróleo saturado con gas a la presión de burbuja durante la prueba de liberación diferencial sea igual a la calculada a partir de los datos obtenidos a las condiciones de separación. Esta prueba se considera consistente cuando la diferencia de ambos valores obtenidos no exceda de un 5%.
Prueba de la linealidad de la función “Y”
Frecuentemente los datos de volumen relativo obtenidos en las pruebas de laboratorio requiere generalmente una normalización debido a las inexactitud en la medición del volumen total de hidrocarburo cuando este se encuentra por debajo de la presión de saturación y bajas presiones. Una función de compresibilidad adimensional, comunmente llamada Función Y es usada para suavizar los valores de volumen relativo. La forma matemática de esta función se utiliza solamente por debajo de la presión de saturación y viene dada por la siguiente ecuación:
Y = (Psat – P)/P(Vrel-1)
Donde:
Psat = Presión de saturación, lpca
P = Presión, lpca
Vrel = Volumen relativo a la presión P, adim.
Función Y

Generalmente se debe cumplir que al graficar la Función Y vs. Presión, los datos obtenidos deben ajustar en una línea recta. En un posterior artículo explicaré que se hace en caso que no se llegue a obtener la linealidad de los datos calculados.
Un PVT de petróleo negro se considera validado cuando haya pasado el criterio de la linealidad de la función Y. Sin embargo existen dos pruebas adicionales más rigurosas que dependen de la consistencia de los datos obtenidos en el laboratorio. Estás pruebas son las siguientes:
Prueba de Balance de Materiales
Consiste el calcular valores de Rs en cada etapa de agotamiento de presión (haciendo un balance de materiales) y compararlo con la Rs obtenida experimentalmente. La diferencia entre ambos valores no debe exceder de un 5%.
Prueba de Desigualdad
Esta prueba se debe cumplir que la derivada del factor volumétrico con respecto a la presión debe ser menor al producto del factor volumétrico del gas y la derivada del Rs con respecto a la presión. En resumen, se debe cumplir la siguiente relación:
dBo/dP < Bg (dRs/dP)
Donde:
Bo = Factor volumétrico del Petróleo a una presión P, BY/BN
Bg = Factor volumétrico del Gas a una presión P, PCY/PCN
Rs = Solubilidad del Petróleo saturado a una presión P, PCN/BN
Validación de pruebas PVT Gas Condensado
Los criterios de validación para evaluar la consistencia de PVT de Gas Condensado son un poco más rigurosos que los de Petróleo Negro, y viene dada por tres pruebas: la recombinación matemática, Balance Molar y Criterio de Hoffman (Prueba de Separador y CVD).
Recombinación Matemática
Consiste basicamente en recombinar matemáticamente las muestras de gas y líquidos obtenidas en el separador durante la toma de fluidos. Para ello es muy importante que el pozo fluya de forma estabilizada por un largo período de tiempo, para obtener condiciones representativas de presión y temperatura, y especialmente, el RGP para recombinar adecuadamente el fluido original del yacimiento. Se debe cumplir que la diferencia entre los valores experimentales y los calculados para el metano debe ser menor al 2%, mientras que para heptano plus debe ser menor al 5%. Se recomienda que al hacer la validación, se use toda la composición que da el informe PVT (casi siempre hasta el C20+) y comparar los resultados utilizando hasta el C7+.
Balance Molar
Esta prueba consiste básicamente en reproducir la variación de las fracciones líquidas de cada componente (Xi), en cada etapa de agotamiento de presión del yacimiento, a condiciones de presión y temperatura de yacimiento, relacionando las fracciones de gas (Yi), % volumen de fluido producido, y un % de volumen de fluído retrógrado que queda dentro del yacimiento. Se debe obtener valores de Xi positivos, es decir, Xi>0. El balance molar es una ampliación de la prueba CVD, y puede ser aplicada en dos formas: forward, desde la presión de rocío hasta una presión de abandono; y viceversa, denominada backward.
Criterio de Hoffman (validación de constantes de equilibrio Ki)
Consiste en graficar el log (P. Ki) vs. Fi (constante de caracterización del componente i). Esta prueba se realiza tanto en el separador como en la prueba de agotamiento de presión (CVD). Se cumplir que los componentes puros en cada condición de presión y temperatura debe ajustarse en una tendencia lineal (separador y CVD), y que las líneas no se crucen entre cada agotamiento de presión (CVD), y que muestre un punto de convergencia (CVD).
Criterio de Hoffman Separador

Criterio de Hoffman CVD

Descargar Programa de Validación PVT Petróleo Negro
Descargar Programa de Validación PVT Gas Condensado

La importancia de los acuíferos en Yacimientos de Gas

abril 10, 2009

Es bien sabido que, en yacimientos de gas con empuje hidráulico, casi siempre los factores de recobro son generalmente muy bajos, debido a las altas saturaciones de gas residual que se encuentra entrampado por el agua proveniente de los acuíferos. Casi siempre, estos bajos factores de recobro son causa de: 1) La tasa de producción y la manera en que son producidos los pozos, 2) la saturación residual de gas, 3) las propiedades del acuífero y 4) la eficiencia volumétrica de barrido que tiene el agua de intrusión dentro del yacimiento.
La manera de estimación del factor de recobro en yacimientos de gas con empuje hidráulico puede variar considerablemente. Ejemplo de ello son el método de estado continuo, el de Hurts modificado para estado semi-continuo y varios métodos de estados no continuos entre los que destacan los modelos de Van Everdigen & Hurts y Carter y Tracy. El estudio de Carter & Tracy es utilizado para realizar la metodología que se va a plantear a continuación.

Básicamente es la utilización de la ecuación de balance de materiales en función de P/Z para gas. Con la presencia de un empuje hidráulico, los datos reales de campo casi siempre se desvían de la tendencia lineal de un comportamiento volumétrico, ocurriendo en muchos casos un mantenimiento de la presión del yacimiento. Generalmente esto ocurre cuando el yacimiento cae a una presión por debajo de la presión de activación del acuífero (en casos de acuíferos infinitos) o al momento en que inicia la depleción del mismo (asociado muchas veces a acuíferos de pequeñas dimensiones). Con este desvío de los puntos, no es posible extrapolar los datos a P/Z = 0 para obtener un valor de GOES (gas original en sitio) y de reservas a una P = Pabandono.

Ecuación de P/z vs. Gp para yacimientos de gas:
P/z = Pi/zi (1- Gp/G)

Donde:
P = Presión actual de yacimiento (lpca)
z = Factor de compresibilidad de gases reales a la presión actual de yacimiento (adm)
Pi = Presión inicial de yacimiento (lpca)
zi = Factor de compresibilidad de gases reales a la presión inicial de yacimiento (adm)
Gp = Gas producido acumulado (MMPCN)
G = Gas original en sitio (MMPCN)

Estudios realizados por Agarwal, Al Hussainy y Ramey permiten utilizar la ecuación mencionada anteriormente para la determinación de reservas en un yacimiento de gas con presencia de empuje hidráulico, mediante una correlación lineal que intersecta los puntos reales de declinación de presión del campo (tal como se muestra en la figura de abajo). Esta correlación se encuentra en función de la eficiencia volumétrica de barrido y la saturación de gas residual. La técnica es sencilla de aplicar si se tiene datos duros de los dos parámetros mencionados anteriormente, y no es más que asumir varios valores de Gp de abandono para obtener el comportamiento lineal.

Ecuación de la Técnica de Agarwal, Al Hussainy y Ramey:
Pab/zab = [(Pi/zi)/((Ev Sgi/Sgr)+(1-Ev)/Ev)]-[(Pi Gpab/zi)/(G Ev ((Sgr/Sgi)+(1-Ev)/Ev))]

Donde:
Pab = Presión de abandono (lpca)
zab = Factor de compresibilidad del gas a la presión de abandono (lpca)
Ev = Eficiencia Volumétrica de Barrido (adm)
Sgi = Saturación de gas inicial (adm)
Sgr = Saturación de gas residual
Gpab = Gas producido acumulado a las condiciones de abandono (MMPCN)

En dado caso de no tener “amarrado” los parámetros de eficiencia volumétrica de barrido, se puede utilizar la metodología de deSousa y Brigham. Por otra parte, la determinación de la saturación de gas residual, existen correlaciones que se clasifican de acuerdo al tipo de roca: consolidadas, no consolidadas y carbonáticas (las estaré publicando en los próximos post).
Fuente: Paper SPE 1244

Diagnóstico de Producción de Agua: Curvas de Chan

marzo 15, 2009

La producción excesiva de agua ha sido uno de los problemas más difíciles de solventar en la actualidad. Actualmente se produce de 3 a 4 barriles de agua por barril de petróleo, lo que las compañías se han dedicado de buscar tecnologías para frenar la incontrolable producción de agua, que en muchos casos, resultan solo ser “paños de agua caliente”. Pero el objetivo de este post no es mostrar estas alternativas tecnológicas para controlar el agua de formación, sino más bien, poder mostrar una metodología de diagnóstico sencilla para saber de que forma se manifiesta el agua a los pozos productores. En mi experiencia particular, me ha tocado verificar de donde proviene el agua en pozos de un yacimiento de edad plioceno, depositado en un ambiente de abanicos aluviales, en donde se caracteriza por ser estratigráficamente complejo (conformados por un sin fin de lentes de arenas) y que no se ha detectado la presencia de un acuífero activo, en donde la presencia de agua en los pozos es excesivamente alta, llegándose a observar corte de agua de aproximadamente de 65 al 95%. Se cree que al no haber acuifero asociado al yacimiento, toda el agua provenga de las lutitas saturadas de agua que se encuentran vecinas a los lentes de arena.
Una de las metodologías que se ha vuelto más popular en la industria petrolera es la aplicación de las Curvas de Chan, que desde mediados de los años noventa, ha ayudado a entender la procedencia del agua de los pozos productores. La metodología es muy sencilla y solo requiere de datos de producción: relación agua-petróleo (RAP). Se procede a graficar la RAP y la derivada de RAP versus el tiempo en un gráfico log-log. De acuerdo con la gráficas a continuación, se observan básicamente tres tipos de comportamientos: una trayectoria de flujo abierta (gráfica de arriba) muestra un incremento muy rápido. Este perfil indica la existencia de flujo a través de una falla, una fractura o canal detrás del revestidor, que puede ocurrir en cualquier momento de la historia del pozo. El flujo de agua marginal (gráfica del centro) por lo general muestra un rápido aumento en el momento de invasión seguido de una línea recta. En el caso de múltiples capas, la línea puede presentar una línea escalonada dependiendo los contrastes de la permeabilidad de la capa. Un aumento gradual de la RAP (gráfica de abajo) indica la conificación de agua temprana en la vida del pozo. Normalmente se nivela entre una RAP de 1 y 10, y la pendiente de la RAP disminuye. Una vez que se estabiliza el cono de agua, la curva de RAP comienza a semejarse a la del flujo marginal. La magnitud de la pendiente, RAP’, aparece en color rojo en los dos perfiles anteriores (1).
Las curvas de Chan no solo sirven para detectar la procedencia del agua en los pozos, sino también para el gas, simplemente graficando la RGP y la pendiente de la RGP versus el tiempo. Estas graficas permiten determinar de cierta manera la conificación del gas (mucho más problemática que el agua, ya que el gas es una fase no continua) y una evaluación superficial de la eficiencia de barrido del gas sobre el petróleo. Para más información puedes bajar el paper haciendo click en el siguiente enlace.
(1) Texto e imagen tomado del artículo “Control del agua”. Oilfield Review.
Para descargar las variables para OFM puedes hacer click en el siguiente enlace
Para descargar la técnica de Ramos puedes hacer click en el siguiente enlace

Foro de Discusión: Análisis Nodal

marzo 4, 2009

El análisis nodal permite entre muchas cosas, hacer un cotejo de las condiciones de productividad de un pozo de gas y petróleo. El sistema esta conformado básicamente por el comportamiento o aporte de fluidos desde el yacimiento (curva de oferta o inflow) y la curva de levantamientos de fluidos (llamada generalmente, curva de demanda,VLP u outflow). Las ecuaciones matemáticas para el cálculo del inflow se basan generalmente en modelos de índice de productividad, la ecuación de Darcy, Vogel, Jones y Forchheimer, mientras que la curva de levantamiento puede ser calculada con las correlaciones de Hagerdon & Brown, Beggs & Brill, Duns & Ros (que son las tradicionales, por así decirlo). La intersección de estas dos en la gráfica de pwf vs. q es la condición actual de operación del pozo en estudio. Ahora bien, las curvas de VLP se van a encontrar influenciadas por dos fenómenos que ocurren a nivel de pozo: la primera es el efecto de holdup, que no es más que es resbalamiento de líquido producto de los cambios termodinámicos dentro del tubing que no pueden ser levantado por la columna de fluidos (por ejemplo el gas, de un pozo de gas condensado) y el segundo factor es más que todo, el efecto de fricción que ocurre entre el fluido y algunos componentes mecánicos del pozo (niples de asiento, válvulas SSSV, crossover, etc). Generalmente, cuando se hace un estudio de análisis nodal se debe observar estos dos fenómenos de acuerdo a los parámetros de ajustes que tiene internamente cualquier simulador. Estos parámetros deben ser aproximadamente igual a la unidad, con un margen de error permisible de un 10%.

Muchos ingenieros juegan mucho con este parámetro, observándose muchas veces en la gráfica de pwf vs. q que el efecto de rebaslamiento (criterio de turner) es bastante pronunciado, lo que indica que la columna de fluidos esta dominado por el efecto holdup. Un criterio práctico es que el Dp necesario para que el fluido pueda ser producido hacia el pozo no debe exceder como mucho el 25% de la energía del yacimiento. Además haciendo un gráfico de profundidad vs. presión, las curvas de correlación VLP no deben estar muy alejadas del punto real de prueba. Si esto es así, se debe hacer una revisión de las propiedades PVT (Z, Ug, Bg) para el ajuste del holdup, mientras que el término de fricción se ajustará haciendo una revisión de las condiciones mecánicas del pozo (diagramas mecánicos, profundidad de las restricciones mecánicas y desviaciones).
En el caso de yacimientos en que el fluido se encuentra muy cercano al punto crítico (gas condensado y petróleo volátil en que la RGP se encuentra en un rango aproximado de 1600 a 10000+ PCN/BN) los modelos de análisis nodal se deben modelar exclusivamente con PVT composicional, previo ajuste de una ecuación de estado. Mientras que en el caso de yacimientos de gas seco, húmedo y petróleo negro, se puede realizar el análisis nodal mediante un modelo Black Oil (si se cuenta con el PVT composicional, debe ser utilizado). Cuando se hace un ajuste con un PVT en modalidad Black Oil (usando la prueba de liberación flash) es para obtener un ajuste y sensibilidades de una manera rápida, con el próposito de alguna toma de decisión previo a un trabajo de reacondicionamiento al pozo. Pero si el propósito es exportar las VLP para un modelo de simulación numérica, es muy importante que este sea usando un PVT composicional, para evitar la inconsistencia al momento de hacer el history matching (generalmente este es uno de los principales problemas). Otro pequeño problema en los modelos de análisis nodal de yacimientos de gas condensado, es que generalmente se ajusta la curva de aporte de gas es la que se ajusta en el simulador de acuerdo a la ecuación de flujo que se seleccione, mientras que la curva de líquidos (petróleo+agua), generalmente se hace un estimado con el valor de RGL introducido en el módulo de PVT. Por lo que, casi siempre no va a reproducir el valor exacto de producción de petróleo, sino que dicho valor va a oscilar en un rango que no debería exceder de un 15%. En caso de incurrir este error, se debe revisar y validar las pruebas de producción.

En los actuales simuladores comerciales de análisis nodal, tienen la bondad de hacer cálculos de productividad y diseño para sistemas de levantamiento artificial, tal es el caso de el bombeo mecánico y el bombeo de cavidad progresiva. Cuando se trata de reproducir las condiciones de producción con cualquiera de estos sistemas de levantamiento, el simulador no logra hacer cotejo, ya que las condiciones de outflow se encuentran alteradas por el efecto de energía adicional que genera el mismo sistema de levantamiento. En otras palabras, los simuladores utilizan los mismos modelos de VLP que se utiliza para pozos que fluyen de manera natural, y es allí donde se incurre en el error, ya que las correlaciones tradicionales fueron diseñadas únicamente para flujo natural. En este caso lo recomendable para los análisis de productividad en pozos con sistemas de levantamiento artificial por BM y BCP es ajustar la curva de inflow de acuerdo a la eficiencia que tenga el sistema de levantamiento en estudio. Este es un foro de discusión, si existe alguna comentario, crítica y sugerencia, puede dejarla haciendo click en el link “reacciones”.

El pozo Zumaque 1: 94 años de explotación petrolera

febrero 24, 2009

Hace 94 años la comunidad de Mene Grande, ubicada en el municipio Rafael María Baralt del estado Zulia, fue marcada para siempre por el descubrimiento del yacimiento petrolero MG-1, posteriormente nombrado Zumaque 1. La Caribbean Petróleum Company fue la corporación extranjera que, luego de numerosos estudios geológicos en la zona, dispuso la perforación inmediata del pozo, en el Cerro “La Estrella”, denominado así por la llamada máquina estrella que se utilizo para su perforación. Luego, en el mismo año de 1914, específicamente el 31 de Julio, finalmente se dio lo que se llamó “el reventón” del Zumaque, refiriendose a la activación del pozo que fue perforado a 135 mts de profundidad y se inició con una producción de alrededor de 250 barriles diarios. Este hecho marcó el inicio de la era petrolera en Venezuela. La región donde se situó el pozo comprendía un área selvatica, por lo que tuvo que ser transfomada para su perforación.
Al respecto, el historiador y cronista del municipio Baralt, Manuel Pérez Gil, comentó que algunos venezolanos, provenientes inclusive de otros estados, trabajaron en condiciones extemas para hacer posible la puesta en operación del Zumaque. “Muchos venezolanos sin mayor conocimiento en materia petrolera trabajaron a pico y pala, a altas temperaturas, sin agua potable y sin servicios médicos para dar comienzo a la explotación petrolera. Esto siginificó el cambio de la actividad comercial del país para convertir al petróleo en el principal recurso de la economía nacional”, dijo. Además de esta transformación la misma Caribbean Petroleum Co., en el año 1917, tres años despúes de la inauguración del pozo Zumaque, se ve en la obligación de instalar la Refinería San Lorenzo también en la población de Mene Grande, que fue una de las más modernas de aquella época y primera del país, constituyendo un paso agigantado en el desarrollo petrolero de la nación. “La materia prima extraída era procesada ahora en la Refinería San Lorenzo, lo que insertó a Venezuela en la esfera de la industria petrolera a nivel mundial, comenzando a operar esta refinería con la capacidad de 8 mil barriles diarios” indicó Pérez Gil.

Más recientemente, el primero de enero del año 1976, el Pozo Zumaque 1 fue el espacio donde se declaró la nacionalización de la industria petrolera que siempre estuvo en manos extranjeras, en un acto realizado por el gobierno nacional de aquel entonces. El cronista Pérez Gil expresó que a través de la reciente creación de los consejos comunales sería posible concretar muchos de los proyectos locales de Mene Grande. Tiene la expectativa de que con la creación de las empresas mixtas finalmente las comunidades de esta región, y de toda Venezuela perciban la retribución de la explotación petrolera. Actualmente el Zumaque 1 constituye parte del patrimonio nacional, y asombrosamente se mantiene activo con una producción de 10 barriles diarios. Este yacimiento sin duda ha enmarcado en su historia la evolución petrolera y económica de nuestro país. Quiero acotar, que para la fecha, el pozo aún continua produciendo y que es un activo de una de las principales EM que opera en Venezuela.

La compresibilidad de la roca (Cr)

febrero 14, 2009

La compresibilidad de cualquier material (sólido, líquido o gaseoso) para un intervalo de producción dado y a una temperatura dada es el cambio de volumen por unidad de volumen inicial, causado por una variación de presión que ocurre en el material en cuestión. Viene dada por la siguiente ecuación:

C= -1/V (dV/dP)

Donde:
C = Compresibilidad en el intervalo de presión de P1 a P2.
V = Volumen a la presión P1.
dV/dP = Cambio de volumen por unidad de cambio de presión de P1 a P2.

El signo negativo de la ecuación es por conversión para que la compresibilidad (C) sea positiva para las disminuciones que resulten con el incremento mecánico de la presión. La unidad de la compresibilidad es vol/vol/lpc.

Compresibilidad de la Roca
La compresibilidad de la roca al igual que la de los fluidos es un mecanismo de expulsión de hidrocarburos. Al comenzar la explotación de un yacimiento y caer la presión se expande la roca y los fluidos. La expansión de la roca causa una disminución del espacio poroso interconectado. La expansión de los fluidos tiende a contrarrestar el vaciamiento ocurrido por la producción de fluidos que a su vez causó la caida de presión. Ambos efectos van en la misma dirección, la cual es expulsar fluidos del espacio poroso interconectado. Este mecanismo de expulsión es especialmente importante en la producción de yacimientos subsaturados sin empuje de agua hasta que la presión baja hasta la presión de saturación. De hecho, en el caso de la compresibilidad es la única fuente de energía de producción. En el caso de la formación se definen tres tipos de compresibilidades:

a) Compresibilidad de los Poros (Cp)
b) Compresibilidad de la Matriz (Cr)
c) Compresibilidad Total de la Roca (Cb)

Cuando se extrae fluido de una roca receptora, la presión interna cambia, aumentando la presión diferencial entre esta presión interna y la presión externa de sobrecarga que permanece constante. Esto trae como consecuencia el desarrollo de diferentes esfuerzos en la roca dando como resultado un cambio en la parte sólida, en los poros y por consiguiente en la roca total. Desde el punto de vista de ingeniería de yacimientos, el cambio principal es el sufrido por los poros. El cambio en el volumen total es importante en áreas donde ocurre fenómeno de subsidencia, tal como sucede en Lagunillas y Tía Juana en la costa oriental del Lago de Maracaibo. La relación entre Cp, Cb y Cr con la porosidad viene dada por la siguiente ecuación:

Cb = PHI Cp + (1-PHI)Cr

Según estudios realizados, Cr es independiente de la presión entre 0 y 20.000 lpc, por lo tanto, para própositos prácticos puede considerarse Cr igual a cero, quedando la ecuación de la forma:

Cb = PHI Cp

Correlaciones de Compresibilidad de la Roca

a) Hall: investigó la compresibilidad Cp usando una presión exterior constante. A esta compresibilidad la denominó compresibilidad efectiva de la formación, aunque realmente es la compresibilidad de los poros. Usó un valor de 3.000 lpc como presión externa y una presión interna entre 0 y 1.500 lpc. En sus resultados se observa la disminución de Cp con el aumento de la porosidad, la cual no es una relación lineal. En general, puede tomarse como compresibilidad de areniscas consolidadas un valor promedio de 5,0E-6 1/lpc en base al volumen poroso. Esta correlación puede ser ajustada matemáticamnete por la siguiente ecuación:

Cf = (1.782/PHI^0.438)10E-6

Donde:
Cf = Compresibilidad de la Formación, 1/lpc
PHI = Porosidad, frac.

b) Newman: presenta un estudio donde recomienda que para terminar Cp lo mejor es hacer una prueba de laboratorio, ya que Cp para determinada porosidad depende del tipo de roca y la forma y el valor de la misma varía apreciablemente según el caso. La correlación viene dada por la siguiente:

Cf = a/(1+cb PHI)

Donde:
Cf = Compresibilidad de la Formación, 1/lpc
PHI = Porosidad, frac.

Las constantes a,b yc dependen del tipo de roca tal como se da a continuación:

*Formaciones consolidadas:
a = 97,32xE-6
b = 0,699993
c = 79,8181

*Calizas
a = 0,8585
b = 1,075
c = 2,202E6

c) Yale y Nabor: afirman que generalmente la toma de muestra de núcleo en yacimientos no se realiza de manera frecuente, ya que los costos operativos para su extracción son bastante elevados. Los autores desarrollaron ecuaciones que pueden ser utilizadas para la estimación de la compresibilidad de la formación para formaciones de rocas clásticas (areniscas consolidadas, areniscas consolidadas con alto y bajo escogimiento), cuando los datos de núcleos no son disponibles. La principal ventaja que presenta esta correlación es que permite observar la variación de compresibilidad de la formación durante la vida productiva del yacimiento, a diferencia de las correlaciones que están en función de la porosidad, que solo permiten estimar un único valor puntual de compresibilidad de formación. La ecuación esta formada por una serie de variables que están en función al tipo de roca:

Cf = A(Sigma-B)^C +D

Sigma = K1 (Presión de sobrecarga)-K2Pi+K3(Pi-P)

Donde:
Cf = Compresibilidad de la Formación, 1/lpc
Sigma = Esfuerzo aplicado sobre la formación de interés, lpc
Pi = Presión inicial, lpc
P = Presión actual, lpc
A, B, C, D, K1, K2, K3 = Parámetros de ajustes de acuerdo al tipo de formación

Si quieres más información acerca de estas constantes, puedes escribir un comentario solicitándolas.

Tomado de:
Libro de Caracterización de Yacimientos, de Jesús Manucci
Tesis: Establecimiento de una metodología para la aplicación de métodos analíticos en el cálculo de reservas de yacimientos de gas costafuera, con o sin soporte de energía hidráulica, de Marcelo Madrid

Diseño de Acidificación

febrero 8, 2009

Para la gran mayoría de aplicaciones, la acidificación se usa en yacimientos de areniscas con el objetivo de remover el daño de la formación. En formaciones donde el contenido de cuarzo es de aproximadamente el 95%, es posible estimular la formación por disolución de cuarzo. Sin embargo se puede llegar a estimular en yacimientos de tipo carbonático, llegando a obtener un valor de daño de -2. De acuerdo al tratamiento que se quiera aplicar, existe tres tipos de acidificación: el lavado ácido, que tiene como proósito remover los depósitos  de las paredes del pozo o para abrir los intervalos perforados obturados, generalmente tapados con escalas. Otro tipo de acidificación, es la estimulación matricial, que no es más que la inyección de un ácido a la formación a una presión menor a la presión de fractura en forma radial. Finalmente, la fractura ácida, que consiste en inyectar ácido a una presión lo suficientemente alta para producir una fractura hidráulica dentro de la formación. Con este tipo de acidificación, se obtienen canales de flujo de alta conductividad que con un buen agente de sostén (propante) puede permanecer por un largo período de tiempo después de haber aplicado el tratamiento.

Otros usos
La acidificación sirve muchas veces como colchón de fracturamiento hidráulicos, para disolver finos y partículas formadas en el proceso de cañoneo. Rompe las emulsiones en las formaciones que son sensibles a pH bajoso o que están estabilizadas por partículas que el ácido pueda disolver. Es usado también para romper fluidos del tipo gel viscoso sensibles al ácido en los tratamientos de fracturas hidráulicas, que no se hayan roto después de finalizar un tratamiento. En las operaciones de cementación se utiliza antes del proceso como preflush.

Los pasos básicos para el diseño de una acidificación son básicamente los siguientes: a) Seleccionar los candidatos de pozos más adecuados, evaluando la severidad del daño, su localización, radio de penetración del daño y si un ácido puede remover el mencionado daño. b) Diseñar el el tratamiento más adecuado de acuerdo a: el tipo de ácido que puede remover el daño de la formación y su compatibilidad con la formación y los fluidos contenidos en ella, caudal máximo de operación. c) Control de calidad. d) Monitoreo del tratamiento. e) Evaluación de resultados. Entre los daños remvibles por el ácido tenemos: sólidos y filtrado de lodo durante la perforación, invasión de filtrado durante el proceso de cementación (a causa del efecto del pH), compactación de la zona cañoneada y formación de debris, taponamiento de depósitos orgánicos, carbonato de calcio, migración de fluidos y óxidos de hierro durante la producción; invasión de sólidos, hinchamiento de arcillas durante trabajos de reacondicionamiento; desprendimiento de arcillas y finos, precipitación de sólidos formados por las reacciones químicas entre los fluidos tratamiento-formación y cambio de mojabilidad durante un trabajo de estimulación.

Generalmente el procedimiento operacional en un trabajo de acidificación es el siguiente:

a) Pickling: consiste en inyectar agentes de control de hierro tanto en la tubería de producción, casing y coiled tubing, para evitar posible contaminación del tratamiento principal.
b) Desplazamiento del crudo (solvente) 10-75 gal/pie
c) Desplazamiento del agua de formación 12-25 gal/pie
d) Preflujo de ácido acético para limpieza 25-100 gal/pie
e) Preflujo de HCl con el objetivo de evitar reacciones secundarias 25-200 gal/pie
f) Tratamiento principal (HCl-HF, ácido orgánico, HF de acuerdo al tipo de formación) 25-200 gal/pie
g) Overflush (que debe ser el mismo ácido para mantener el equilibrio del sistema.
h) Desplazamiento.

El tratamiento principal va a depender de la solubilidad que tenga este con los minerales presentes. Generalmente las concentraciones a usar (esto no se debe usar como una receta de cocina) son las siguientes:

Formaciones con permeabilidades > 100 mD
Cuarzo > 80%, Arcillas < 5%  ==> 12% HCl – 3% HF
Arcilla < 8%, Feldespato < 10% ==> 7.5% HCl – 1.5% HF
Feldespato > 15% ==> 13.5% HCl – 1.5% HF
Arcillas > 10% ==> 6.5% HCl – 1% HF
Feldespato > 15%, Arcillas > 10% ==> 9% HCl – 1% HF
Presencia de hierro, Clorita > 8% ==> 10% CH3COOH – 0.5% HF

Formaciones con permeabilidades 20 – 100 mD
Arcilla > 5% ==> 6% HCl – 1.5% HF
Arcilla < 7% ==> 9% HCl – 1% HF
Feldespato > 10% ==> 12% HCl – 1.5% HF
Feldespeto > 10%, Arcilla > 10% ==> 9% HCl – 1% HF
Presencia de hierro, Clorita > 8% ==> 10% CH3COOH – 0.5% HF
Permeabilidades < al 20 mD
Sol. HCl < 10%, Arcillas < 5% ==> 5% HCl – 1.5% HF
Arcillas > 8% ==> 3% HCl – 0.5% HF
Clorita > 5% ==> 10% CH3COOH – 0.5% HF
Feldespato > 10% ==> 9% HCl – 1% HF

Evaluación de la Eficiencia Volumétrica de Barrido (Ev)

febrero 8, 2009
Uno de los parámetros críticos en la evaluación de un yacimiento de petróleo con presencia de una energía adicional -como un acuífero- o la presencia de pozos inyectores de algún fluido, es la Eficiencia Volumétrica de Barrido. Y más cuando se trata de un acuífero, ya que no existe modelos matemáticos en la literatura que describan el flujo de ambos fluidos dentro del espacio poroso. Los modelos descritos fueron hechos para estudios de waterflooding (recuperación secundaria), donde el petróleo es empujado por un frente de agua o gas. Entonces si hay presencia de un acuífero, que se puede hacer? La respuesta es bastante sencilla: se puede asumir que el encroachment o zona de invasión del acuífero puede ser representado por varios pozos inyectores en línea directa y proceder a hacer el cálculo de Dykstra Parsons común hasta calcular la permeabilidad K al 50% y 84.1% (Variación de permeabilidad en dirección Z). Luego de esto y para obtener un valor puntual de Eficiencia Volumétrica de Barrido, se procede a utilizar la técnica de DeSouza y Brigham, donde calculando el parámetro Y (que se encuentra en función de la Razón de Movilidad (M), RAP y la Variación de Permeabilidad en dirección Z) para obtener un valor puntual de Ev. Es importante recalcar que se debe tener “amarrados” todos los datos petrofísicos, además de tener una idea clara del modelo sedimentológico del yacimiento. Si requieres más información, papers acerca de este tema, solamente deja tu comentario con tus inquietudes.

Complejo Cantarell

febrero 8, 2009
El Complejo Cantarell es un yacimiento de petróleo mexicano, considerado uno de los más importantes a nivel mundial, ubicándose en segundo lugar, tan sólo superado por el Complejo Ghawar, en Arabia Saudita. La historia de esta grandiosa riqueza natural se remonta a marzo de 1971; cuando el pescador Rudesindo Cantarell descubrió una mancha de aceite que brotaba de las profundidades del mar de la Sonda de Campeche. Ocho años después, comenzó a operar el primer pozo de producción, el cual fue llamado CHAC, el Dios maya de la lluvia. Actualmente Cantarell es el campo petrolero del tipo costa afuera más grande del planeta. Cantarell es el complejo petrolero más importante de ese país y uno de los más importantes del mundo, genera las dos terceras partes del petróleo que se produce en México, lo que representa una gran fuente de riqueza para el país.

Tal vez lo más asombroso de esta instalación es que posee 3 baterías antiaéreas moviles S-400 Triumf, de fabricación rusa, capáz de destruir aviones a gran altura en un rango de 400 km con un 99% de eficacia en aviones convencionales y hasta un 80% contra aviones con tecnología stealth(invisibles al radar), tiene un 100% de eficacia contra misiles crucero, intercontinentales y balisticos, así mismo el gobierno de Vicente Fox Quesada, compro varios misiles antibuque de la más alta tecnología rusa, se cree que es tanto su poder que un par de estos misiles pueden dejar a un portaaviones inoperativo. Este tipo de baterías antiaéreas son difíciles de detectar por satélite, por firma de gases, por radio o de manera infraroja, así mismo sus municiones han sido diseñadas para evitar contramedidas(misiles interceptores). Cabe mencionar que solo Rusia, Corea del Norte y México son los únicos países que poseen esta tecnología, en el caso de México, se le otorgo la oportunidad de compra debido a la gran importancia del país ruso en el tipo de combustibles que se producen en esta planta específicamente. Cantarell inicia operaciones en 1979.

Historia
Ha aportado desde su descubrimiento 111.492 millones de barriles (cifra noviembre 2005), componiéndose por los campos Nohoch, Chac, Akal, Kutz, Ixtoc y Sihil. Está ubicado en la Sonda de Campeche, a 85 Km de Ciudad del Carmen, Campeche, México. Su producción actual es de 6 millones 33 mil barriles diarios. A 105 km de Ciudad del Carmen se encuentra otro yacimiento llamado Ku-Maloob-Zaap. El lugar donde yace el petróleo esta formado por Breccia Carbonatada de Cretácico superior, escombros del impacto del asteroide que creó el cráter Chicxulub. Este complejo es una ciudad en el mar con todos los servicios que hay en tierra, incluyendo un hospital y radares de alerta temprana ,cuenta en total con 190 pozos.

Parte del Complejo, los quemadores de GasEste campo petrolero llegó a su pico de producción en 2004. [1] El yacimiento, que está dentro los más productivos a nivel mundial, ubicándose en la 3º posición, a finales del año 2006 comienza a declinar su producción de 6 millones 33 mil barriles diarios. Los cálculos indican que la producción será: 2006 1.905.000 barriles, en 2007 de 3.683.000 barriles y en 2008 de solo 2.430.000 barriles diarios de crudo. Como parte del Proyecto de Modernización y Optimización de Cantarell, en el año 2000, se comenzó a inyectar en el yacimiento 1.200.000 m³ de nitrógeno por día para mantener la presión y evitar la caída de la producción del crudo y gas natural. Incluso se tuvo que construir una planta productora de nitrógeno para este fin. Los resultados fueron contundentes. Tan condundentes fueron que en agosto de 2008 la producción había caído a menos de 2 millón de barriles diarios [2]

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