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Productividad de un nuevo Pozo – Yacimientos de Gas Condensado

septiembre 6, 2009

Cabezal de Pozo Siempre que se va a perforar una nueva localización, es necesario realizar una serie de estudios en las ramas de la geofísica, geología, perforación, ingeniería de yacimientos y un completo análisis económico para estudiar su viabilidad. Claro esta, que la faceta de un ingeniero de yacimientos -dependiendo del área que este preparado- es más que todo la evaluación de la producción y de las reservas a drenar de un determinado pozo (es también válido un ingeniero de yacimientos con formación petrofísica). Pero a lo que quiero llegar con este post, es simplemente evaluar los barriles de petróleo que me puede dar un nuevo pozo. Primeramente, es necesario conocer bien el yacimiento, y por supuesto sus pozos productores. Esto nos dará una idea bastante preliminar del caudal de producción inicial. En yacimientos de gas condensados, esto viene a ser un parámetro crítico. De acuerdo al desarrollo que tenga cierto campo en específico, los pozos se van a encontrar distribuidos en distintas cotas de profundidad -un grupo de pozos en el ático, otros más abajo en la estructura, siguiendo la teoría anticlinal- por lo que los resultados van a ser bastantes determinantes. Recordando que, casi siempre los yacimientos de gas condensado presentan una columna de degradación composicional con profundidad de los fluidos, por lo que es natural encontrar varias zonas: gas en la parte alta de la estructura (> RGP), que va ganando riqueza en líquidos a medida que se va profundizando (< RGP), hasta llegar a una pequeña zona de petróleo, generalmente llamada pierna o fracción de petróleo.

Particularmente en Venezuela, adicionalmente se pueden encontrar zonas de crudos pesados y extrapesados por debajo de la zona de petróleo anteriormente mencionada, denominada tarmat, y que se caracteriza por ser inmóvil. Es importante recordar que, buena parte de los yacimientos de este tipo se encuentran a una mayor profundidad, y por ende, “más apretadas son”, por lo que el petróleo pesado tiene muy poca oportunidad de fluir hacia el pozo. En yacimientos costafuera, por ejemplo los de Cuenca Columbus-Plataforma Deltana, se caracterizan por tener acuíferos de activos de fuerte actividad, por lo que la manera de explotarlos son una historia muy distinta, el cual sería tema para otro post.

Ahora la pregunta sería: que zona quiero realmente explotar? La respuesta parece sencilla, pero no lo es tanto. Tocando el aspecto de la conservación de la energía del yacimiento, es recomendable perforar un pozo en la pierna de petróleo, para así aprovechar el gas como el mecanismo preponderante de producción en yacimientos volumétricos. Pero existe un mayor riesgo: y como he comentado, a medida que trato de alejarme de la zona de gas, tengo una mayor probabilidad de completar un pozo que quizás resulte seco, dependiendo de su posición estructural. Entonces que queda? buscar o monitorear los contactos? La respuesta podría resultar como buscar la piedra filosofal o el elixir de la larga vida de un yacimiento. Generalmente antes de la explotación de un yacimiento, los fluidos se encuentran en equilibrio dinámico, por lo que es posible la definición de contactos mediante registros multiprobadores de formación. Pero cuando este alcanza un 20 al 50% de sus reservas drenadas, estos contactos desaparecen y se empieza a crear regiones o zonas de fluidos críticos, que de cierta forma complican aún más el análisis. Por ejemplo, se empieza a explotar la zona de gas, y a medida que extraemos de la misma, ocurre un fenómeno de vaciamiento -restamos moles de gas- y la zona de petróleo empieza un expansión siempre y cuando este se encuentre por encima de la presión de saturación. Pero cuando empezamos a desarrollar la “pierna de petróleo”, y luego de un tiempo la presión del yacimiento cae por debajo de la presión de saturación, el petróleo dentro del yacimiento comienza a mermar, por lo que el gas, cada vez más empobrecido a nivel molar, comienza a expandirse. Ahora bien esta zona de fluidos críticos se forma generalmente con el condensado retrogrado proveniente del gas y del gas liberado de la zona petróleo. Al final, realizar un balance es bastante complicado.

Dibujo Esquemático de Ubicación Relativa de los Pozos en un Anticlinal En conclusión, el parámetro clave que permite saber si un pozo de este tipo es exitoso o seco es la Relación Gas-Petróleo. Cuando se realiza un análisis nodal, siempre se deben hacer sensibilidades de la RGP, y que un modelo de simulación numérica de yacimiento que permitirá estimar la profundidad más probable de ubicación del punto de fondo para un nuevo pozo. Por otra parte, las condiciones del pozo y facilidades de superficie tendrán un peso determinante en el cálculo. Si de acuerdo a los resultados, se coloca un reductor de poco diámetro, se podría estar condenando de forma drástica la productividad del pozo. En cambio si abrimos reductor, el fluido llegará con mucha facilidad hasta superficie, lo que resultaría una desventaja a nivel de yacimiento, debido a que la declinación de presión será mayor. Es por ello que, al momento de realizar los análisis de productividad se deben tomar en consideración otros factores secundarios como son: la permeabilidad de la formación (aún más en un sistema de doble K, escogiendo un modelo que pueda simular la K de fractura), la correlación de levantamiento de fluidos (VLP) de acuerdo con sus características, el grado de inclinación con que el pozo va a penetrar la formación. Con respecto a este punto, el drawdown es menor a medida que aumenta la inclinación del pozo, por lo que el problema de la condensación retrograda puede disminuir notablemente con la perforación de pozos de arquitectura inclinada u horizontal. La saturación de condensado retrógrado alrededor de un pozo vertical puede llegar a más de un 15%, mientras que en un pozo horizontal no excede un 6% con la misma tasa y período de producción. Adicional a estos parámetros secundarios, se debe tomar en consideración una sensibilidad del efecto Skin, con el propósito de evaluar el caudal inicial de producción de petróleo si se procede a realizar un fracturamiento hidráulico después de la completación al pozo. En pocas palabras, se requiere hacer un balance de todos estos parámetros para obtener el escenario de mayor rentabilidad. Siempre para este tipo de estudios se debe tener amarrado estos datos a un modelo de simulación yacimiento-superficie, o por lo menos un modelo de simulación de yacimientos, ya que nos ayudará a aumentar el grado de certidumbre de una propuesta. Ahora quiero dejar esta pregunta para los que hayan leído completo este artículo: el nivel de reservas de condensado/petróleo va impactar de forma notable el caudal de producción inicial de un nuevo pozo?

 

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Gráfica de Factor de Recobro

junio 6, 2009

spaceball3Es un gráfico que nos permite observar el mecanismo de producción del yacimiento, Factor de Recobro y el nivel energético del mismo. Cabe destacar que esta gráfica es necesario la aplicación de la técnica de Agarwal et al. (modificación de la ecuación de Balance de Materiales) y la propia ecuación de Balance de Materiales para un yacimiento con el mecanismo de expansión del gas. La ecuación de Agarwal et al. es necesario el cálculo de parámetros como la eficiencia volumétrica de barrido (Ev) y la saturación de gas residual (Sgr), con cualquiera de las correlaciones conocidas (Land, Legatsky, Agarwal, etc). Luego de esto, la gráfica es muy sencilla de armar.Para el análisis e interpretación es necesario saber que los yacimientos que presentan un comportamiento volumétrico el valor de factor de recobro, tanto para la ecuación de Agarwal et al. y la ecuación de balance de materiales son el mismo, debido a que la eficiencia volumétrica de barrido es igual a 0. Por lo tanto en la gráfica de Factor de Recobro, el comportamiento volumétrico va a estar representada por una línea recta de 45° de pendiente positiva. Por otra parte todos aquellos yacimientos que, no tengan un comportamiento volumétrico van a estar en una zona por encima de la línea volumétrica, en un área influenciada por la presencia de la intrusión de agua de un acuífero. (Ver figura No. 1).

Se observar que en el eje de las ordenadas FR viene dado por el factor de recobro de la ecuación de Agarwal et al. y el factor en el eje de las abscisas es el factor de recobro de balance de materiales para yacimientos con mecanismo de expansión del gas. Se define 3 zonas de presión de abandono: Alta, moderada y baja. Esto va a depender fundamentalmente del nivel energético del acuífero, la eficiencia volumétrica de barrido y la saturación de gas residual. Además se puede definir 4 casos posibles dentro del gráfico de Factor de Recobro (Ver Figura No. 2).

FR1

Figura No. 1. Zonas de la Gráfica de Factor de Recobro

Se puede observar que, asumiendo siempre un mismo tipo de roca yacimiento, un primer caso (mostrado en la gráfica como No. 1) que puede corresponder a un yacimiento con las siguientes características: puede estar influenciado por la presencia de un fuerte acuífero, la posición del pozo cerca del contacto gas-agua, una pobre eficiencia volumétrica de barrido y una alta presión de abandono. Esto da como resultado que el yacimiento tenga un bajo factor de recobro final. Por otra parte, el segundo caso (mostrado en la gráfica como No. 2) puede corresponder a un yacimiento con las siguientes características: presencia de un fuerte acuífero, un buen posicionamiento del pozo, una buena eficiencia volumétrica de barrido y una alta presión de abandono. En comparación con el caso anterior se puede observar que el contacto gas-agua se encuentra lejano al pozo, debido a que éste último podría ubicarse en el tope de la estructura, como también una buena eficiencia volumétrica de barrido, o ambos inclusive. Por lo que permite inferir que el factor de recobro del yacimiento va a ser mucho mayor que para el caso anterior.El tercer caso (mostrado en el gráfico como No. 3) se observa un yacimiento que puede presentar las siguientes características: presencia un acuífero de mediana actividad, un mal posicionamiento del pozo, moderada eficiencia de barrido y una moderada presión de abandono, por lo que es un caso intermedio entre los dos casos anteriores al momento de hacer una comparación de los factores de recobro obtenidos, tal como se muestra en la figura anterior. El último caso (mostrado en el gráfico como No. 4) se observa un yacimiento que puede presentar las siguientes características: un acuífero de mediana actividad y moderada presión de abandono, pero a diferencia del caso anterior puede estar influenciado por una buena eficiencia de barrido por parte del agua de intrusión y un buen posicionamiento del pozo en el tope de la estructura, por lo que se puede obtener, en comparación con los otros 3 casos, el mayor factor de recobro último para un yacimiento de gas con presencia de empuje hidráulico.

FR2 Figura No. 2. Casos de la gráfica de Factor de Recobro

Adicionalmente se crearon las líneas punteadas rojas y verdes, que indican el nivel de eficiencia volumétrica de barrido de acuerdo al tipo de acuífero. La roja indica una baja eficiencia de barrido, y por otro lado, la línea verde indica que todos los yacimientos que se encuentren dentro de esta zona tendrán un excelente barrido dentro del yacimiento. Es importante destacar que estas líneas son calculadas a través de la ecuación de Agarwal et al. que dependen enormemente por un factor denominado variable energética de acuífero. Está variable deducida a partir de la igualación entre la ecuación de balance de materiales y la ecuación de Agarwal et al. permite observar como varía energéticamente el acuífero a través del tiempo, observándose este comportamiento en acuíferos de fuerte actividad. A continuación se muestra la ecuación de la variable energética:

VE = 1-[(Pa/za)/(Pi/zi)]/1-[(Pa/za)/(Pi/zi)] Ev [(Sgr/Sgi) + (1-Ev)/Ev]

 

Donde:
Pa = Presión de abandono, lpca
za = Factor de compresibilidad z a la presión de abandono, adm.
Pi = Presión inicial, lpca
zi = Factor de compresibilidad z a la presión inicial, adm.
Sgr = Saturación de gas residual, adm.
Sgi = Saturación de gas inicial, adm.
Ev = Eficiencia volumétrica de barrido, adm.

La variable energética solo puede observarse cuando ocurre una caída de presión en el yacimiento y viene dada por el siguiente rango de valores (0,1). Mientras que los valores se acerquen a la unidad, es indicativo de un acuífero débil y mientras que más se acerquen a cero, es indicativo de la presencia de un acuífero de fuerte actividad. Es importante acotar que en condiciones iniciales, donde no ha ocurrido caída de presión, no existe valor de la constante energética, y esto es debido básicamente en que todos los fluidos del sistema yacimiento-acuífero se encuentran en equilibrio estático.

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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

Saturación de Gas Residual en Yacimientos de Gas

abril 11, 2009
Continuando con artículo anterior de estimación de reservas en yacimientos de gas con presencia de empuje hidráulico, les dejó unas correlaciones para la determinación de la saturación de gas residual que pueden ser aplicadas para la técnica de Agarwal, Al Hussainy y Ramey. Fueron desarrolladas por Ram Agarwal y se encuentran basadas en múltiples análisis de regresión de aproximadamente 320 mediciones de imbibición de saturación de gas residual, presentes en términos de porosidad, permeabilidad absoluta, saturación de gas inicial y litología para areniscas consolidadas, calizas y areniscas no consolidadas.

Areniscas consolidadas:
Sgr = [A1(100 Sgi) + A2 (100 Sgi^2)]/100

A1 = 0,80841168
A2 = -0,0063869116

Calizas:
Sgr = [A1(100 PHI) + A2 log (K) + A3(100 Sgi) + A4]/100

A1 = -0,53482234
A2 = 3,3555165
A3 = 0,15458573
A4 = 14,403977

Areniscas no consolidadas:
Sgr = [A1(100 PHI) + A2(10^4 PHI Sgi) + A3 (100 PHI) + A4]/100

A1 = -0,51255987
A2 = 0,026097212
A3 = -0,26769575
A4 = 14,796539

Donde:
K = Permeabilidad Absoluta (D)
Sgr = Saturación de gas residual, (frac.)
Sgi = Saturación de gas inicial (frac.)
PHI = Porosidad (Frac.)

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


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