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abril 10, 2010

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Metodología para selección de candidatos a estimulación de pozos

febrero 25, 2010

CT El tratamiento de un pozo es un proceso lógico que requiere un número de fases previas antes de alcanzar los resultados deseados. Este proceso se inicia con la evaluación de tecnologías y/o ingeniería de estimulación en el campo, para diseñar el mejor opción a la hora de incrementar la productividad de un pozo con alto skin.

La estructura básica de un trabajo de estimulación consiste en las siguientes fases:

1. Selección de los candidatos e identificación del problema de baja productividad: en esta etapa, el mejor candidato a estimulación es seleccionado. Durante esta etapa, el mejor tratamiento para un tipo determinado de “daño” es también determinado.

2. Selección de fluidos: en esta etapa, los fluidos apropiados, volúmenes y aditivos son seleccionados.

3. La Implementación: esta etapa se enfoca en la implementación del tratamiento ácido a la matriz de roca, incluyendo divergencia, preparación de un programa con los volúmenes a bombear, tasas, etc.; adicionalmente una simulación del tratamiento.

4. Evaluación del tratamiento: en esta etapa, los resultados obtenidos con el tratamiento de estimulación realizado son comparados con las condiciones anteriores del pozo y con los resultados esperados en la simulación realizada al tratamiento.

Estas etapas son usadas como una base para el desarrollo y mejora de los software de estimulación de pozos.

Fase 1. Selección de Candidatos e identificación del daño.

Selección del candidato. La producción de un pozo declina por múltiples razones. Esta declinación puede ser causada de manera natural por las características propias de los fluidos del yacimiento o propiedades de la matriz de la roca (finos, materiales orgánicos, etc.), por daño a la vecindad del pozo durante la perforación y/o completación del pozo, o simplemente, por dificultades mecánicas en todos los procesos de completación. La producción por flujo natural puede ser también baja debido a que no se ubicó las coordenadas de fondo de un pozo donde las propiedades del yacimiento son favorables, por ejemplo una arena de baja permeabilidad. Todos estos problemas resultan en una caída de presión adicional, afectando así, el término skin.

El factor “skin” es adimensional, un concepto matemático para la descripción de flujo de fluidos del un yacimiento “inalterado” hacia la vecindad del pozo. Este representa la caída de presión adicional causado por una resistencia de flujo del yacimiento hacia la cara de la arena completada. Este valor es una combinación de efectos de muchos parámetros, incluyendo el daño de formación. Para una apropiada interpretación del skin y luego determinar un apropiado plan acción para su remediación, los ingenieros de reservorio deben analizar cada uno de los factores que contribuyen al skin. Este análisis puede resultar en oportunidades adicionales en el mejoramiento de la productividad, como si fuera una re-perforación. La clave para la selección de candidatos será entonces, el análisis de varios skins.

En este modulo, la producción “ideal” de un pozo se va a referir a una producción esperada basada en información general de las condiciones de los parámetros de un reservorio inalterado (sin daño), como son la permeabilidad, espesor, porosidad y saturación, etc. Muchos modelos pueden ser utilizados para calcular este potencial de producción, desde la simple aplicación de la Ley de Darcy, hasta usar las más complicadas herramientas de simulación. El factor skin es frecuentemente determinado con un gráfico de Horner de los datos de presión obtenidos de una prueba de restauración de presión. Para el propósito de la selección de candidatos, los siguientes componentes del skins han sido derivados por varios autores. El skin real causado por daño (la porción del skin total que puede ser removido mediante tratamientos a la matriz de roca) puede ser despejado de la ecuación, tal como se presenta á continuación:

Sdam = Stot – (Sperf + Sturb + Sdev + Sgravel + Sperf size)…

donde:

Stot = factor skin total (skin determinado en el gráfico de Horner).

Sdam = skin resultante del daño a la formación.

Sperf = skin resultante a la penetración parcial, etc.

Sturb = skin resultante del flujo no darciano en la vecindad del pozo.

Sdev = skin resultante de la desviación del pozo.

Sgravel = skin resultante de empaques de grava.

Sperf size = skin resultante de baja penetración del cañoneo.

Básicamente, durante el proceso de selección de candidatos, el ingeniero de reservorio compara una serie de pozos basados en un criterio de potencial de mejoramiento de productividad, daño de formación, eficiencia de flujo, y otros parámetros, y un rankeo de candidatos. Es importante el uso de un software de apropiado para la evaluación técnica de una estimulación, ya que ayuda al ingeniero a discretizar los pozos buenos candidatos de los malos. Por ejemplo, para cumplir este proceso, el ingeniero se fija una meta de acuerdo a un hipotético presupuesto: 3 estimulaciones, 2 fracturamientos hidráulicos, y 3 nuevas perforaciones (y no 8 acidificaciones!).

Identificación del Daño. Si un pozo presenta alto daño, el ingeniero debe continuar el procedimiento para clasificar la naturaleza del daño. En principio, el daño a la formación es clasificado de acuerdo a los procesos o las operaciones que causaron su desarrollo. Los mecanismos de daños que deben ser considerados se incluyen en la siguiente lista:

  • Escalas
  • Fluosilicatos
  • Precipitación de gel sílica
  • Asfalteno
  • Parafina
  • Producción de química
  • Problemas con bacterias
  • Hinchamiento de arcilla
  • Migración de arcillas y otros finos
  • Sólidos/Tapones
  • Lodo de perforación
  • Bloqueo de emulsiones
  • Daño por polímeros
  • Puentes de sal
  • Petróleo remanente
  • Bloqueo por agua
  • Cambios de Humectabilidad

El tipo y la profundidad del daño, impacta directamente al tipo de tratamiento que será más apropiado para cada uno de los pozos. La selección de un tratamiento sin considerar la causa del daño a la formación, causará tratamientos menos “acertados”.

Fase 2. Selección de fluido.

La siguiente etapa del diseño se focaliza en la selección del fluido. Generalmente los software de diseño de estimulación dan tres opciones al ingeniero en cuanto a diseño de fluidos:

  • Un sistema experto.
  • Un simulador geoquímico.
  • Información especificada por el usuario.

Sistema Experto. Los sistemas expertos usan reglas lógicas basadas en principios de ingeniería, los últimos avances en la investigación en laboratorios y relaciones determinadas a través de la experiencia, directrices y las mejores prácticas para el diseño de tratamientos. Este método genera una suite completa de sistemas de fluidos, incluyendo selecciones ácidas, selecciones de acondicionadores, volúmenes, aditivos tanto para areniscas, como para carbonatos.

Simulador Geoquímico. Este simulador realiza una simulación iterativa, conducida por una matriz geoquímica basada en el tipo de fluido ácido y la mineralogía de la formación. Este cálculo fundamentalmente es mucho más riguroso, basado en la física, la química y la termodinámica. Este método simula el ácido que invade la matriz de roca y determina el nivel óptimo entre el poder del ácido de disolver los componentes de arcilla y el potencial de precipitación de los productos de reacción. También evalúa como el volumen de ácido podría afectar la pérdida de integridad de la formación y la cantidad de minerales a ser disuelto durante el procedimiento.

Fase 3. Implementación.

Una vez el ingeniero determinado el daño en la vecindad del pozo y ha diseñado la composición del tratamiento ácido más eficaz para la eliminación del daño, se debe diseñar un programa operativo para la implementación del tratamiento de estimulación. Por lo tanto el procedimiento operacional es tan importante como el diseño del fluido. La operación incluye (1) la evaluación de posibles divergentes, (2) varias técnicas de implementación, (3) la determinación del programa completo de bombeo con las etapas, volúmenes y tasas y (4) la simulación de la operación para optimizar el proceso de diseño.

Los divergentes pueden ser diseñados y simulados durante el proceso e incluyen selladores, tapones inflables, pelotas, partículas degradables, espumas, geles, etc. Otras técnicas de colocación como la presión máxima de bombeo (MAPDIR) y tubería continua (Coiled Tubing) también pueden ser diseñadas y simuladas. Además el intervalo de tratamiento puede ser diseñado, utilizando técnicas de aislamiento mecánicos como empacaduras/puentes, empacaduras de inyección pueden ser evaluados.

Una vez que el ingeniero ha determinado los fluidos, técnicas de divergencia, etc; el nuevo sistema automáticamente generará un programa de bombeo. Este programa incluye las etapas y cantidades de fluido, identifica las etapas con los divergentes a usar, las tasas  de bombeo fluido abajo y galones de nitrógeno a usar para alivianar la columna de fluidos si el pozo no llega a reaccionar. El ingeniero podrá entonces exportar el programa como un informe y optimizarlo previamente con el simulador. El simulador operacional simula el bombeo de fluido dentro del pozo y es una herramienta valiosa para el diseño de tratamiento y el análisis. Un simulador de este tipo puede manejar las siguientes variables:

  • Un bombeo de tratamiento multietapa con sistemas de fluidos newtonianos y no newtonianos.
  • Múltiples intervalos de formación con skin.
  • Areniscas (ácido HF-HCl) y carbonatos (agujeros de gusano).
  • Completaciones a hoyo abierto, con o sin empaque con grava.
  • Bullheadings, bombeo simultáneo por tubería y anular.
  • Fricción en la tubería.

El simulador también permite al ingeniero responder preguntas como las siguientes:

  • ¿Hacia donde van los fluidos cuando es bombeado hacia el fondo del pozo?
  • ¿Cuáles son los intervalos que toman el mayor volumen del tratamiento y cuales menor volumen?
  • ¿Cuántos pies penetra el ácido dentro de la formación? ¿Cuánto es la reducción del skin?
  • ¿Cuanto es la rata de bombeo óptima en el trabajo? ¿Es la fricción excesiva?
  • ¿Cuál es la rata de bombeo para asegurar un wormholing eficiente en carbonatos?

 

Fase 4. Evaluación del tratamiento.

La fase final es la evaluación del sistema de tratamiento. Matemáticamente hablando, el ingeniero sólo puede predecir el comportamiento del skin de la formación a medida que se esta realizando el trabajo (implementando la Ley de Darcy, por ejemplo). Después de la realización del tratamiento, los ingenieros pueden exportar los datos de trabajo reales, generar otro perfil de skin, y comparar las condiciones antes y después del trabajo. Es siempre recomendable dejar el pozo limpiándose por espacio de unos días con el motivo de hayan circulado completamente todo los fluidos de estimulación y posible finos que hayan quedado en el pozo. Posteriormente, se sugiere realizar una prueba de restauración de presión y determinar con la data de presión y un gráfico de Horner el nuevo valor de skin. Una medida cualitativa del éxito no es ver el valor skin directamente, sino la Dp skin, para posteriormente evaluar la eficiencia de flujo.

Texto adaptado y modificado por Marcelo del Paper SPE 63179 

 

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Curvas de Flujo Multifásico for dummies

enero 31, 2010

000c4e91_mediumNo se vayan a ofender con el título. Esto también va dirigidos a aquellos que no son tan dummies. Sino que la idea aquí es de explicar de una manera sencilla las correlaciones de flujo multifásico (VLP) más usadas para realizar los análisis de productividad. Generalmente, es frecuente utilizar un software para realizar este tipo de cálculos, pero cuando estamos sentado frente a la pantalla, y generalmente observamos una larga lista de correlaciones, nos preguntamos muchas veces ¿Que correlación utilizar? Las teorías generalmente son todas extensas y analizar la formulación de las ecuaciones son demasiadas engorrosas, más aún cuando a veces el profesor o el jefe te presiona para terminar un determinado análisis. Como verás te queda poco tiempo seguramente, y lo que te queda es leer rápidamente este post =).

Otra de las cosas que en mi humilde opinión pienso y me paro un poco en este punto, es que muchos ingenieros se equivocan al momento de caracterizar una correlación de flujo multifásico para todos los pozos de un campo dado. Los pozos pueden estar completados en diferentes arenas (con distintos comportamientos en la RGP y gravedad API? puede ser!) y una innumerable cantidad configuraciones mecánicas, hace que muchos de esos cálculos se alejen de la realidad. Es por ello que mi recomendación, si el campo y/o yacimiento tiene muy pocos pozos, caracterizar una correlación de flujo multifásico para cada uno de ellos. Ahora sin más preámbulo, un resumen de la funcionalidad de cada correlación:

Fancher & Brown: es la básica de todas. La misma no toma en consideración los efectos de deslizamiento dentro de la tubería y el utilizada frecuentemente para realizar un “control de calidad”. Esta da el valor mínimo de presión de fondo fluyente posible del comportamiento del fluido cuando se compara con la presión medida (se desprecia el resbalamiento). Aún así da un buen cotejo en las mediciones de presiones de fondo. No debe se usada para el calculo cuantitativo. Los puntos de presiones medidas que caigan a la izquierda de la correlación (en un gráfico de presión medida vs. profundidad) indican un problema en la densidad de los fluidos (es decir, revisa el PVT!) o datos de presión de campo.

“Siempre es recomendable realizar una comparación de correlaciones de flujo multifásico”

Hagerdorn & Brown: es una buena correlación en pozos de petróleo con patrones de flujo slug de mediana a altas tasas de producción. Hagerdorn & Brown no debe ser utilizada para condensados siempre y cuando el flujo neblina sea predominante dentro de la tubería de producción. Puede ocurrir perdida de precisión en la estimación de presiones en tuberías de 1 a 1.5 pulgadas de diámetro. La caída de presión puede ser sobre estimada cuando el pozo fluye con relaciones gas/petróleo mayores a 5.000 PCN/BN. Sin embargo, la correlación funciona bastante bien para un amplio rango de cortes de agua.

Duns & Ros: por lo general funciona bien en los casos de flujo neblina y debe ser usada para el caso de petróleo con una alta RGP y pozos de condensado (>5.000 PCN/BN). Ojo! esta correlación tiende a sobre predecir la VLP (curva de demanda) en pozos de petróleo. A pesar de esto, la tasa mínima estable indicada por el mínimo de la curva VLP es a menudo una buena estimación. En tuberías de 1 a 3 pulgadas tiende a sobre predecir la caída de presión. La correlación trabaja en un rango de gravedades API de 13 a 56°.

grafico3-58 Distintos patrones de flujo que pueden representar algunas correlaciones VLP

Orkiszewski: es una correlación que en ocasiones da un buen ajuste en los datos medidos. Pero cuidado: su formulación incluye una discontinuidad en su método de cálculo. Dicha discontinuidad puede causar inestabilidad durante el cotejo de la presión, por lo que no recomiendo su uso. Esta correlación tiene un buen comportamiento en pozos con tuberías de producción de 1 a 2 pulgadas de diámetro. A baja gravedades API (de 13-30), la correlación puede sobreestimar el perfil de presión. Funciona con un amplio rango de cortes de agua.

Beggs & Brill: es una correlación que en mi opinión es experimental. Es prácticamente una correlación de tubería sencilla (si mal no recuerdo el material usado fue plexiglass) y en líneas generales tiende a sobre predecir las caídas de presión, tanto en pozos verticales, como en desviados.

Gray: esta correlación da muy buenos resultados en pozos de gas condensado con RCG de 50BN/MMPCN y tasas moderadas de producción de agua. Para el desarrollo de esta correlación, se crearon algunas correlaciones PVT que pueden diferir de las correlaciones que trae algún software comercial (esto no es problema!). Para pozos con una alta relación condensado, debe ser ajustado con un PVT de gas condensado y la correlación de Duns & Ros.

Importante: No existe ninguna regla universal para seleccionar la mejor correlación para un pozo dado. Se recomienda realizar una comparación de correlaciones. Las inspecciones de los regímenes de flujo predichos y resultados de presión, el analista puede correlacionar la que mejor resultado presente en determinados fenómenos o situaciones físicas. Por mencionar un ejemplo, cuando hice mi tesis de grado, hubo pozos de gas condensado que cotejaron muy bien con una correlación de flujo multifásico de petróleo, si mal no recuerdo Hagerdorn & Brown.

DibujoSiempre es recomendable realizar una comparación de las correlaciones de flujo multifásico

En este artículo resumo las correlaciones que aparecen en la literatura. Sin embargo, las compañías petroleras desarrolladoras de software también crean sus propias correlaciones internas, la cual generalmente parten de la combinación de algunas de las correlaciones que he descrito anteriormente, llegando ser tan sofisticadas, que pueden llegar a predecir el comportamiento de gas condensado, petróleo volátil, mediano, pesado y espumosos en una misma correlación. Claro esta! la formulación de estas ecuaciones son una total caja negra!

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Oiligarchy: Un juego del ¿sucio? negocio de la industria petrolera

enero 2, 2010

Luego de escribir varios post temas teóricos sobre ingeniería de yacimientos, quiero tomar este como relax. Les presento el juego Oiligarchy, que es más o menos algo como un manager o dueño de una empresa petrolera, que trata de explotar yacimientos en diferentes partes del mundo. Todo comienza luego del fin de la segunda guerra mundial y el nivel expansionista comercial de los Estados Unidos en materia energética. Más que todo el objetivo principal es mantener a los inversores y/o accionistas de la empresa con estadísticas favorables, obviamente, ganar plata a costa de cualquier cosa! Para cumplir estas metas por supuesto, vas a tener que “mojar la mano” en el congreso gringo para que aprueben leyes como disminución regalías, impuestos y nacionalizaciones por ejemplo en Venezuela o aprobar una invasión a Irak para tumbar al régimen establecido. Gráficamente es sencillo, ya que se encuentra en formato Flash. Aquí algunas imágenes:

image

Técnicamente tienes que empezar a explorar un área desconocida, aparece Texas por default. Posteriormente colocas un pozo “normal” o “pequeño” representados por una torre de perforación y un balancín respectivamente, con el propósito de drenar las reservas o POES? =S (ya que no deja nada, jeje). De acuerdo al país, se podrá encontrar yacimientos onland y offshore, por lo que los items asociados a este último son muchos más costosos.

image

A medida que pasan los años, mayor será la demanda del petróleo y la oferta dependerá del desarrollo de yacimientos y nuevas reservas que vayas explorando. Por supuesto suceden hechos políticos como la fundación de la OPEP, que atenta con las metas de la empresa que estás gestionando. El concepto capitalista y expansionista esta implícito en todo el juego.

Como todo juego tiene un fin, éste puede terminar por la quiebra de la compañía petrolera, debido al desarrollo tecnologías “verdes” debido a la aprobación de leyes en el congreso gringo (ya que no invertiste el comprar “conciencias” de algunos senadores), o el fin del mundo debido a la incontrolable e irracional explotación de los recursos energéticos fósiles, la proliferación de conflictos y guerras entre países (este caso EEUU e Irak), ocasionando finalmente un desastre climático mundial.

 

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Fuentes de error en la aplicación de la Ecuación de Balance de Materiales

diciembre 31, 2009

oil-well_ Revisando algunos libros viejos, me encuentro con un texto donde explica las fuentes de error de la ecuación de balance de materiales (EBM). Es bueno saber estos tips, debido al momento de realizar un análisis con esta técnica, podemos conseguir ciertas incongruencias que pueden estar asociadas a diferentes fenómenos que se irán explicando a continuación:

1. Supersaturación de los hidrocarburos líquidos en el yacimiento.

En algunos casos, al caer la presión en un yacimiento que contiene crudo saturado sale gas de la solución, pero un volumen inferior al que se esperaría de acuerdo a los análisis PVT efectuados bajo condiciones de equilibrio, el líquido posee un volumen de gas en solución (Rs) que excede el equilibrio obtenido en los análisis PVT. Esta situación “anormal” muestra presiones reales inferiores en el yacimiento a las que se pronostican en la ecuación de balance de materiales. La presión real será inferior a la esperada ya que un cierto volumen de hidrocarburos que debería estar en la fase de gas libre, ejerciendo (a nivel molecular) la presión correspondiente a un gas a la temperatura de yacimiento, se encuentra más bien en la fase líquida y sin ejercer la presión parcial de vapor correspondiente.

2. Selección inadecuada de la relación PVT a utilizarse en los cálculos mediante EBM.

La ecuación de balance de materiales requiere de volúmenes de fluidos medidos en el campo (Gp, Np y Wp) producidos luego de pasar por una serie de procesos: vaporización instantánea, diferencial y mixta. Es evidente que, al utilizar la EBM con los volúmenes de fluidos producidos y medidos, es muy importante seleccionar un análisis PVT para los parámetros Bo, Bg, Rs a diferentes presiones. El análisis debe representar adecuadamente en forma global la secuencia total de los fenómenos en curso, los estimados y/o pronósticos obtenidos en la EBM serán cuestionables o de valor limitado.

3. Presión promedio de yacimiento.

Otra de las suposiciones en la derivación de la ecuación de balance de materiales es que el yacimiento se comporta como una celda o un tanque ubicado en un “volumen de control”, en equilibrio total e instantáneo, y con transmisibilidad de igual modo. De allí la suposición que la totalidad de hidrocarburos confinados en el yacimiento se encuentran a la misma presión. Las presiones utilizadas en la EBM deben ser representativas de la totalidad del sistema. Las presiones estáticas utilizadas deben ser restauradas o extrapoladas de mediciones de restauración. En lo posible, debe utilizarse una ponderación volumétrica de las presiones medidas, para asegurar la validez de los resultados. Finalmente al tomar las presiones requeridas deben tenerse en cuenta los siguientes aspectos:

superstickies– Precisión del equipo utilizado para tomar presiones.

– Tiempos de restauración, cierre y utilización de presiones restauradas.

– Consideraciones sobre mediciones individuales de presiones de pozos productores y/o observación y su relación con la presión promedio general del yacimiento, ponderada volumétricamente.

4. Errores de medición en los volúmenes de fluidos producidos.

Una de las fuentes de errores más comunes en la aplicación de la EBM son las cifras erróneas de la producción de fluidos. Los estimados de N y We, al existir errores de medición, dan valores muy altos tratándose de yacimientos subsaturados.

5. Acuíferos activos y descensos leves de presión.

La sola inspección de la EBM revela el requerimiento de cambio en la presión. Este descenso en la presión (Dp) a su vez provoca cambios en los factores Bo, Bg y Rs. Cuando el acuífero es muy activo o el casquete de gas es muy grande, los descensos de presión son leves y esto origina severas dificultades en la aplicación de la EBM. Las diferencias de propiedades causadas por las variaciones ocurridas en los valores de Np, Gp y Wp no son significativas, y en los cuales influye la precisión con que se hayan medido en el laboratorio Bo, Bg y Rs. En los casos en que el casquete de gas es muy grande comparado con el petróleo en sitio, el yacimiento tiende comportarse más como un yacimiento de gasífero que petrolífero.

6. Estimados de m.

Originalmente en la derivación de la EBM se supuso que todo el gas libre del yacimiento existe en el casquete de gas y que todo el petróleo se encuentra en la zona petrolífera. Sin embargo este concepto puede ser fuente de error ya que en oportunidades hay saturaciones de petróleo en la zona de gas libre y hay gas en la zona petrolífera.

En la derivación se supuso:

So (zona petrolífera) = 1-Swi

Sg (zona gasífera) = 1-Swi

En los casos que exista algo de petróleo en la zona de gas y algo de gas en la zona de petróleo, el valor de m debe ser computado utilizando todo el gas libre y todo el petróleo en estado líquido contenido en el volumen de los poros, independientemente del sitio donde se encuentren.

7. Concepto de petróleo activo.

tempestAnteriormente, al explicar las aplicaciones de la EBM se recalcó la suposición de contar con presiones uniformes y equilibrio instantáneo. Es evidente que hay situaciones cuando el volumen total de hidrocarburos del sistema roca/fluido no es afectado por el empuje de la presión generado por la producción y/o inyección de fluidos. Esto ocurre en diferentes circunstancias, por ejemplo: cuando el volumen de control es grande y la producción no ha sido cuantiosa; cuando existen zonas de baja permeabilidad en las que la difusividad es baja y no han sido afectadas por los descensos de presión existentes en las zonas más permeables (con mejor difusividad); y en general cuando el descenso de presión generado por la producción que ha ocurrido (DNp) no se ha reflejado en la totalidad del volumen de hidrocarburos contenidos en el yacimiento.

En los casos en que ocurren estas situaciones, en un determinado momento de la historia cuando se estén haciendo cálculos de yacimiento, existen en el sistema dos valores de N: una fracción denominada petróleo activo (N activo) y la otra denominada petróleo inactivo (N inactivo) en ese momento. Obviamente, la suma del petróleo activo y el inactivo conforman en petróleo total en sitio (N). Aunque el petróleo total inicial en sitio no cambia, la relación del volumen activo al inactivo cambia en forma tal que con el tiempo el volumen de petróleo activo va creciendo a expensas del petróleo inactivo, hasta llegar al momento en que la totalidad del petróleo inicial es petróleo activo y ha respondido a los descensos de presión causados por los volúmenes crecientes de fluidos producidos. En sistemas de características antes mencionadas (gran tamaño, zonas de baja difusividad, etc.), los cálculos con la EBM generan valores de N que corresponden al volumen de petróleo activo y no al total original en sitio. Por esto, a medida que se repite el cálculo al pasar el tiempo el valor calculado de N aumenta porque refleja el volumen de petróleo activo.

Artículo tomado del libro de Barberii y Essenfeld. “Yacimientos de Hidrocarburos”. FONCIED. PDVSA CIED (2001).

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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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Bombeo Mecánico – Diseño

junio 28, 2009

511671791_ed4ed4b9f4_o Es uno de los métodos de producción más utilizados (80-90%), el cual su principal característica es la de utilizar una unidad de bombeo para transmitir movimiento a la bomba de subsuelo a través de una sarta de cabillas y mediante la energía suministrada por un motor. Los componentes del bombeo mecánico esta compuesto básicamente por las siguientes partes: unidad de bombeo, motor (superficie), cabillas, bomba de subsuelo, anclas de tubería, tubería de producción (subsuelo). Un equipo de bombeo mecánico (también conocido como “balancín” o “cigüeña”) produce un movimiento de arriba hacia abajo (continuo) que impulsa una bomba sumergible en una perforación. Las bombas sumergibles bombean el petróleo de manera parecida a una bomba que bombea aire a un neumático. Un motor, usualmente eléctrico, gira un par de manivelas que, por su acción, suben y bajan un extremo de una eje de metal. El otro extremo del eje, que a menudo tiene una punta curva, está unido a una barra de metal que se mueve hacia arriba y hacia abajo. La barra, que puede tener una longitud de cientos de metros, está unida a una bomba de profundidad en un pozo de petróleo. El balancín de producción, que en apariencia y principio básico de funcionamiento se asemeja al balancín de perforación a percusión, imparte el movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción o de educción, a cierta profundidad del fondo del pozo.

La válvula fija permite que el petróleo entre al cilindro de la bomba. En la carrera descendente de las varillas, la válvula fija se cierra y se abre la válvula viajera para que el petróleo pase de la bomba a la tubería de educción. En la carrera ascendente, la válvula viajera se cierra para mover hacia la superficie el petróleo que está en la tubería y la válvula fija permite que entre petróleo a la bomba. La repetición continua del movimiento ascendente y descendente (emboladas) mantiene el flujo hacia la superficie. Como en el bombeo mecánico hay que balancear el ascenso y descenso de la sarta de varillas, el contrapeso puede ubicarse en la parte trasera del mismo balancín o en la manivela. Otra modalidad es el balanceo neumático, cuya construcción y funcionamiento de la recámara se asemeja a un amortiguador neumático; generalmente va ubicado en la parte delantera del balancín. Este tipo de balanceo se utiliza para bombeo profundo.

 

Equipo de Subsuelo

El equipo de subsuelo es el que constituye la parte fundamental de todo el sistema de bombeo. La API ha certificado las cabillas, las tuberías de producción y bomba de subsuelo.

bm1Tubería de Producción. La tubería de producción tiene por objeto conducir el fluido que se esta bombeando desde el fondo del pozo hasta la superficie. En cuanto a la resistencia, generalmente la tubería de producción es menos crítica debido a que las presiones del pozo se han reducido considerablemente para el momento en que el pozo es condicionado para bombear.

Cabillas o Varillas de Succión. La sarta de cabillas es el enlace entre la unidad de bombeo instalada en superficie y la bomba de subsuelo. Las principales funciones de las mismas en el sistema de bombeo mecánico son: transferir energía, soportar las cargas y accionar la bomba de subsuelo. Las principales características de las cabillas son:

a) Se fabrican en longitudes de 25 pies, aunque también pueden manufacturarse de 30 pies.

b) Se dispone de longitudes de 1, 2, 3, 4, 6, 8, 10 y 12 pies denominados por lo general “niples de cabilla” que se utilizan para complementar una longitud determinada y para mover la localización de los cuellos de cabillas, a fin de distribuir el desgaste de la tubería de producción.

c) Se fabrican en diámetros de 5/8, 3/4, 7/8, 1, 1-1/8 de pulgadas.

De acuerdo a las especificaciones de la API, las cabillas de acero sólido es del tipo de cabillas más utilizado y ha sido estandarizada por la API, sus extremos son forjados para acomodar las roscas, un diseño que desde 1926 no ha cambiado hasta la fecha. Todos los efectos negativos inciden en la vida útil de las uniones de las cabillas de succión, y hacen que el 99% de los rompimientos por fatiga en los pines de la cabilla, lo cual es ocasionado por un incorrecto enrosque de la misma. Entre las principales fallas podemos encontrar: tensión, fatiga y pandeo. En la producción de crudos pesados por bombeo mecánico en pozos direccionales y algunos pozos verticales, se presenta este tipo de problema (pandeo), la corta duración de los cuellos y la tubería debido al movimiento reciproco-vertical o reciprocante (exclusivo en el bombeo mecánico) del cuello en contacto con la tubería causando un desgaste o ruptura de ambas. Para el pandeo (Buckling de cabillas) se deben colocar de 1 o 2 centralizadores por cabilla según sea la severidad. Hay cabillas que tienen centralizadores permanentes.

Entre los tipos de cabillas que existen en el mercado están: Electra, Corod (continua) y fibra de vidrio. Las cabillas continuas (Corod) fueron diseñadas sin uniones para eliminar totalmente las fallas en el PIN (macho) y la hembra para incrementar la vida de la sarta. La forma elíptica permite que una gran sarta de cabillas sea enrollada sobre rieles especiales de transporte sin dañarlas de manera permanente. Otra ventaja de este tipo de varilla es su peso promedio más liviano en comparación a las API.

Ventajas

a) La ausencia de cuellos y uniones elimina la posibilidad de fallas por desconexión.

b) La falta de uniones y protuberancias elimina la concentración de esfuerzos en un solo punto y consiguiente desgaste de la unión y de la tubería de producción.

c) Por carecer de uniones y cuellos, no se presentan los efectos de flotabilidad de cabillas.

Desventajas

a) Presentan mayores costos por pies que las cabillas convencionales.

b) En pozos completados con cabillas continuas y bomba de tubería, la reparación de la misma requiere de la entrada de una cabria convencional.

Anclas de Tubería. Este tipo esta diseñado para ser utilizados en pozos con el propósito de eliminar el estiramiento y compresión de la tubería de producción, lo cual roza la sarta de cabillas y ocasiona el desgaste de ambos. Normalmente se utiliza en pozos de alta profundidad. Se instala en la tubería de producción, siendo éste el que absorbe la carga de la tubería. Las guías de cabillas son acopladas sobre las cabillas a diferentes profundidades, dependiendo de la curvatura y de las ocurrencias anteriores de un elevado desgaste de tubería.

Bomba de Subsuelo. Es un equipo de desplazamiento positivo (reciprocante), la cual es accionada por la sarta de cabillas desde la superficie. Los componentes básicos de la bomba de subsuelo son simples, pero construidos con gran precisión para asegurar el intercambio de presión y volumen a través de sus válvulas. Los principales componentes son: el barril o camisa, pistón o émbolo, 2 o 3 válvulas con sus asientos y jaulas o retenedores de válvulas.

Pintón. Su función en el sistema es bombear de manera indefinida. Esta compuesto básicamente por anillos sellos especiales y un lubricante especial. El rango de operación se encuentra en los 10K lpc y una temperatura no mayor a los 500°F.

Funciones de la Válvula

a) Secuencia de operación de la válvula viajera: permite la entrada de flujo hacia el pistón en su descenso y posteriormente hacer un sello hermético en la carrera ascendente permitiendo la salida del crudo hacia superficie.

b) Secuencia de operación de la válvula fija: permite el flujo de petróleo hacia la bomba, al iniciar el pistón su carrera ascendente y cerrar el paso el fluido dentro del sistema bomba-tubería, cuando se inicia la carrera descendente del pistón.

Equipos de Superficie

La unidad de superficie de un equipo de bombeo mecánico tiene por objeto transmitir la energía desde la superficie hasta la profundidad de asentamiento de la bomba de subsuelo con la finalidad de elevar los fluidos desde el fondo hasta la superficie. Estas unidades pueden ser de tipo balancín o hidráulicas. Los equipos que forman los equipos de superficie se explican a continuación:

Unidad de Bombeo (Balancín). Es una máquina integrada, cuyo objetivo es de convertir el movimiento angular del eje de un motor o reciproco vertical, a una velocidad apropiada con la finalidad de accionar la sarta de cabillas y la bomba de subsuelo. Algunas de las características de la unidad de balancín son:

a) La variación de la velocidad del balancín con respecto a las revoluciones por minuto de la máquina motriz.

b) La variación de la longitud de carrera.

c) La variación del contrapeso que actúa frente a las cargas de cabillas y fluidos del pozo.

Para la selección de un balancín, se debe tener los siguientes criterios de acuerdo a la productividad y profundidad que puede tener un pozo:

Productividad

a) Los equipos deben ser capaces de manejar la producción disponible.

b) Los equipos de superficie deben soportar las cargas originadas por los fluidos y equipos de bombeo de pozo.

c) Factibilidad de disponer de las condiciones de bombeo en superficie adecuada.

Profundidad

a) La profundidad del pozo es un factor determinante de los esfuerzos de tensión, de elongación y del peso.

b) Afecta las cargas originadas por los equipos de producción del pozo.

c) Grandes profundidades necesitan el empleo de bombas de subsuelo de largos recorridos.

La disponibilidad de los balancines va a depender fundamentalmente sobre el diseño de los mismos. Los balancines sub-diseñados, limitan las condiciones del equipo de producción y en consecuencia la tasa de producción del pozo. Los balancines sobre-diseñados, poseen capacidad, carga, torque y carrera están muy por encima de lo requerido y pueden resultar muchas veces antieconómicos.

Clasificación de los Balancines

Balancines convencionales. Estos poseen un reductor de velocidad (engranaje) localizado en su parte posterior y un punto de apoyo situado en la mitad de la viga.

Balancines de geometría avanzada. Estos poseen un reductor de velocidad en su parte delantera y un punto de apoyo localizado en la parte posterior del balancín. Esta clase de unidades se clasifican en balancines mecánicamente balanceados mediante contrapesos y por balancines balanceados por aire comprimido. Los balancines de aire comprimido son 35% más pequeñas y 40% mas livianas que las que usan manivelas. Se utilizan frecuentemente como unidades portátiles o como unidades de prueba de pozo (costafuera).

Características de las Unidad de Bombeo

Convencional Balanceada por aire Mark II
1. Muy eficiente 1. La de menor eficiencia 1. Muy eficiente
2. Muy confiable debido a su diseño simple 2. La más compleja de las unidades 2. Igual que la convencional
3. La más económica 3. La más costosa 3. Moderadamente costosa

Diseño de Equipos de Bombeo Mecánico

Es un procedimiento analítico mediante cálculos, gráficos y/o sistemas computarizados para determinar el conjunto de elementos necesarios en el levantamiento artificial de pozos accionados por cabilla. La función de este procedimiento es seleccionar adecuadamente los equipos que conforman el sistema de bombeo mecánico a fin de obtener una operación eficiente y segura con máximo rendimiento al menor costo posible.

Paso 1: se debe seleccionar el tamaño de la bomba, el diámetro óptimo del pistón, bajo condiciones normales. Esto va a depender de la profundidad de asentamiento de la bomba y el caudal de producción (Ver Tabla 1). Nota: Todas las tablas y gráficas los colocaré al final de este post para que puedan ser descargados.

Paso 2: La combinación de la velocidad de bombeo (N) y la longitud de la carrera o embolada (S), se selecciona de acuerdo a las especificaciones del pistón. Se asume una eficiencia volumétrica del 80%. (Ver gráfico 1).

Paso 3: Se debe considerar una sarta de cabillas (se debe determinar el porcentaje de distribución si se usa más de dos diámetros de cabilla) y el diámetro de pistón, se determina un aproximado de la carga máxima para el sistema en estudio. (Ver gráfico 2).

Paso 4: Chequear el valor de factor de impulso para la combinación velocidad de bombeo (N) y longitud de carrera (S) establecidos en el Paso 2 (Ver Tabla 2).

Paso 5: Cálculo de la carga máxima en la barra pulida. Para este propósito será necesario obtener cierta data tabulada de acuerdo a los datos establecidos en los pasos previos. Primero se determinará el peso de las cabillas por pie y la carga del fluido por pie. (Ver Tabla 3). Ahora se calcula el peso de las cabillas en el aire (Wr), la carga dinámica en las cabillas (CD) y la carga del fluido (CF) a la profundidad objetivo.

Wr = peso cabillas (lb/ft) x Prof. (ft)

CD = F.I. x Wr (lb) —–> Donde F.I. (Factor de Impulso)

CF = peso fluido (lb/ft) x Prof. (ft)

Carga máxima barra pulida = CD + CF

Paso 6: Cálculo de la carga mínima de operación (CM), el contrabalanceo ideal y torque máximo.

CM = Disminución de la carga debido a la aceleración (DC) – fuerza de flotación (FF)

DC = Wr x (1-C) —–> Donde C = (N^2 x S)/70500

FF = Wr x (62,5/490) —–> Valor constante

Para el contrabalanceo ideal se debe proporcionar suficiente efecto de contrabalanceo para darle suficiente valor de carga, el cual va a ser el promedio entre el máximo (carga máx. barra pulida) y el mínimo recién calculado.

Entonces,

Contrabalanceo ideal = promedio de carga (entre máx. y min) – la carga mínima.

Torque máx. = Contrabalanceo ideal x Punto medio de la longitud de carrera (S/2).

Paso 7: Estimación de poder del motor eléctrico. Conocida la profundidad de operación, °API del crudo y el caudal requerido de producción, se obtiene una constante que es multiplicada por el caudal de producción (Ver gráfico 3). Este valor obtenido son los HP necesarios justos para levantar el caudal requerido. Lo que se recomienda es que este valor obtenido se incremente de 2 a 2,5 veces para tener un factor de seguridad.

Paso 8: Cálculo de desplazamiento de la bomba. El valor obtenido de P sería el valor de caudal de producción si la bomba trabaja al 100% de eficiencia. El diseño de la bomba debe tener al menos el 80% de eficiencia. En crudos pesados debe tener un máximo de 18 strokes/minutos (promedio 15° API).

P = C S N

P = Desplazamiento de la bomba

C = Constante de la bomba, depende del diámetro del pistón

N = Velocidad de bombeo (SPM)

Paso 9: Profundidad de asentamiento de la bomba (Método Shell, Ver Tabla 3). Esto dependerá enormemente de la configuración mecánica del pozo. Si este método no cumple, por lo general se asienta a 60 o 90 pies por encima del colgador. Otras bibliografías hacen referencia que se asienta 300 pies por debajo del nivel de fluido.

Para descargar las tablas y gráficas para realizar el diseño del bombeo mecánico haz clic en el siguiente enlace.

Fragmentos de textos tomados de: Curso de Conocimientos Avanzados de Producción. L. Arditi – Bombeo Mecánico Schlumberger Seed.

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Subcuenca de Maturín

junio 17, 2009

orinoco La Subcuenca de Maturín constituye la principal área petrolífera de la Cuenca Oriental de Venezuela. Esta subcuenca es asimétrica y paralela a la Serranía del Interior, con el flanco sur apoyado en el basamento ígneo-metamórfico del Escudo de Guayana, caracterizado por un régimen extensivo y su flanco norte caracterizado por la presencia de estructuras compresivas asociadas a la colisión de la Placa del Caribe con la Placa Suramericana. En la subcuenca, desde el Eoceno hasta el Pleistoceno se produjo una traslación paralela del eje de máxima depositación de la subcuenca hacia el sur. Los elementos tectónicos, se presentan en efectos deformantes de intensidad decreciente a partir de la zona orogénica principal.

La configuración final de la subcuenca se alcanzó al final del Plioceno superior, cuando ocurrió un episodio de suaves levantamientos y de inclinación regional. Como la subcuenca estuvo en comunicaciones con el mar abierto, la mayor parte del tiempo, sólo a través del extremo este, característicamente los sedimentos son menos marinos hacia es oeste y el noreste. Los hiatus y discordancias, de igual manera, son más pronunciados a la misma dirección. El área ubicada frente al Corrimiento de Pirital constituye una zona estructuralmente compleja, presentando fallas inversas, corrimientos, formando bloques y/o anticlinales que afectan principalmente al Cretácico y al Terciario inferior.

Podría afirmarse que la deformación estructural y los acuñamientos de las unidades estratigráficas hacia el sur definen dos dominios operacionales: uno al norte del Corrimiento de Pirital y otro al sur, como se puede observar en la Figura No. 1. La estratigrafía de la Serranía del Interior Oriental representa en buena parte la sedimentación del flanco norte de la Subcuenca de Maturín: una espesa y compleja secuencia que abarca desde el Cretácico temprano hasta el Pleistoceno. El flanco sur, en cambio, presenta una estratigrafía más sencilla, semejante a la estratigrafía de la Subcuenca de Guárico en el subsuelo, con el Grupo Temblador en su parte inferior como representación del Cretácico, y un Terciario suprayacente de edad fundamentalmente Oligoceno-Pleistoceno, en la que se alternan ambientes fluvios deltáicos y marinos someros, hasta su relleno final de ambientes continentales.

Click aquí para ampliar Figura No. 1. Corte Geológico noreste-sureste del flanco norte de la Subcuenca de Maturín (Mendoza V., 2001)

En la Serranía del Interior la roca madre principal se encuentra representada por el Grupo Guayuta, particularmente la Formación Querecual, la cual llega a tener más del doble de espesor que su equivalente en Venezuela occidental (Formación La Luna), con similares características de roca madre. Debido al espesor considerable de la secuencia Neógena en el flanco norte de la subcuenca, no se puede establecer con claridad como se produce el cambio lateral de las unidades cretácicas hacia el Grupo Temblador del sur; sin embargo, se estima que para los equivalentes laterales de Área Mayor de Oficina, el caso pudo haber sido muy semejante, con generación por una roca madre cercana. Para los campos del norte de Monagas, la roca madre por excelencia debe haber sido cretácica (Grupo Guayuta), aunque no se descarta el aporte de secuencias más jóvenes, con materia orgánica de afinidad continental (la superficie de la Formación Naricual es muy carbonosa, por ejemplo).

Los yacimientos más importantes son de edad terciaria; en los campos del norte de Monagas están constituidos por las formaciones Carapita, Naricual, Los Jabillos y Caratas. También se han encontrado buenos yacimientos de las areniscas de la Formación San Juan (Cretácico tardío), y en unidades tan jóvenes como las formaciones La Pica (Mioceno) y Las PiedrasQuiriquire (molasa miopliocena) revisten particular importancia las estructuras de tipo compresivo, como las del campo El Furrial, para los entrampamientos de hidrocarburos. Las unidades sello regionales, importantes para la secuencia Cretácico-Terciaria en el flanco norte de la subcuenca, son las formaciones Vidoño, Areo y Carapita. Estas dos últimas también pueden ser contenedoras de yacimientos lenticulares. Son de particular importancia los lóbulos turbidíticos de la Formación Carapita (Miembro Chapapotal). Hacia el sur de la Subcuenca de Maturín, en los campos Oficina en Anzoátegui y sus equivalentes orientales en Monagas, los yacimientos importantes se encuentran en las formaciones Merecure y Oficina, con sellos de lutitas extensas dentro de estas mismas unidades; la Formación Freites constituye un sello regional de gran importancia. Ver sección estratigráfica en la Figura No. 2.

Los principales campos petrolíferos, de este a oeste y en el norte de Monagas son: los del Área Mayor de Oficina, Quiamare, Jusepín, El Furrial, Orocual, Boquerón, Quiriquire y Pedernales. En su limite sur, la subcuenca también incluye la Faja Petrolífera del Orinoco, con yacimientos neógenos y roca madre Cretácica, con migración distante a lo largo y a través de la discordancia Cretácico-Neógeno y basamento-Neógeno. La gravedad de los crudos es bastante diversa: en los yacimientos de El Furrial son frecuentes los crudos medianos; en Quiamare-La Ceiba se llegó a producir con promedio de 41° API; en los yacimientos de Oficina se encuentran crudos livianos, medianos y pesados; en la Faja Petrolífera del Orinoco los crudos pesados y extrapesados constituyen la característica esencial. En general, los crudos más pesados se encuentran hacia los márgenes de la subcuenca y hacia los yacimientos más someros: La Faja Petrolífera del Orinoco en el flanco sur, y los campos Quiriquire, Manresa y Guanoco en el flanco norte (estos dos últimos contienen crudos extrapesados).

seccion estratigrafica Figura No. 2. Sección estratigráfica sur-norte de la Subcuenca de Maturín (Mendoza V., 2001)

Estructura Regional

El cuadro estructural de la Subcuenca de Maturín evidencia una complejidad tectónica, destacándose fallamientos como el de Urica y Anaco, la falla Furrial-Carito, el domo de Tonoro y el Corrimiento de Pirital (Bloque Alóctono) que se caracteriza por su gran desplazamiento y extensión. El origen de la Subcuenca de Maturín puede ser explicado por la sobrecarga de cabalgamientos encima del Escudo Guayanés, produciendo el arqueamiento hacia el norte de la superficie de la placa sudamericana. La estructura constituye la parte Este de la Cuenca Oriental de Venezuela. Su forma es asimétrica y alargada y presenta una dirección N50° E, además constituir la principal unidad petrolífera de la Cuenca Oriental. El flanco sur de la subcuenca se encuentra apoyado sobre el basamento ígneo-metamórfico del Escudo de Guayana y está caracterizado por un régimen extensivo; su flanco norte, donde se encuentra el norte de Monagas, esta asociado a los frentes de corrimiento de grandes bloques corticales, desplazados hacia el sur y caracterizado por la presencia de estructuras compresivas, asociadas a la transcolisión oblicua de la Placa del Caribe con la Placa Sudamericana el el Oligoceno, transformando la cuenca de margen pasivo a cuenca de Antepaís, lo que genero elementos tectónicos, donde el modelo actual divide a la cuenca en tres bloques estructurales. En la Subcuenca de Maturín es posible identificar de sur a norte tres zonas diferentes según el grado de complejidad estructural progresiva:

a) Al norte una zona compresiva representada por la Serranía del Interior y el Bloque Alóctono de Pirital, cuyo límite sur es el Corrimiento de Pirital, que representa el rasgo estructural más importante del área. También se encuentran pliegues concéntricos de gran escala.

b) Al sur, se encuentra una zona extensiva relacionada con la plataforma estable de la cuenca.

c) En la parte central se encuentra el Bloque Parautóctono, constituido por alineamiento Tejero-Furrial, el cual corresponde a una zona de transición representada por un conjunto de escamas o imbricaciones frontales y corrimientos que se horizontalizan en profundidad y a los cuales están asociadas las grandes acumulaciones de petróleo en el norte de Monagas.

Por otro lado, las unidades tectono-estratigráficas en el flanco norte de la Subcuenca de Maturín se presentan como complejas relaciones tectónicas y estratigráficas de las unidades sedimentarias que constituyen los equivalentes verticales y laterales de la Formación Carapita en el subsuelo; mientras se depositaban los sedimentos en ambientes profundos de surco al sur; al norte del Alto de Pirital se desarrolló una cuenca del tipo “Piggy-Back” (intra cuenca) con ambientes someros y continentales.

Comportamiento de fases en muestras de gas condensado

junio 13, 2009

410001275_22b1bde880_oUn gas condensado es un tipo de fluido que se encuentra en fase gaseosa dentro del yacimiento. Cuando ocurre una disminución de presión, se produce una condensación de líquidos proveniente del gas en forma de fase líquida libre en el yacimiento. Los gases condensados se caracterizan por una relación gas/líquido (RGP) que oscila entre los 3.000 a 150.0000 PCN/BN, con una gravedad API del líquido que se encuentra en un rango desde los 40 a 60° API, aunque gravedades tan bajas como 29° API han sido reportadas. El color solo no es un buen indicador para poder distinguir si se está en presencia de un condensado o petróleo. El condensado de 29° API fue de color negro. Los condensados con una alta gravedad API presentan un color cristalino (como el agua). Normalmente no se esperan observan comportamiento retrógrados dentro de un yacimiento a presiones por debajo de las 2.500 lpca. A estas relativamente bajas presiones, el condensado presenta colores muy ligeros y de alta gravedad API. Las bajas gravedades y colores más oscuros en los condensados, son indicadores de que los mismos contienen alta proporción de componentes pesados en la mezcla. Altas presiones son necesarias para vaporizar los hidrocarburos pesados, en consecuencia, un yacimiento que produzca un condensado muy oscuro es indicativo que el mismo tenga una alta presión de rocío. El diagrama de fase característico de estos fluidos se puede ver en la Figura No. 1.

Las muestras de gas condensado casi siempre son tomadas del separador y son recombinadas de acuerdo a una relación gas/petróleo. Los pozos de petróleo son acondicionados para realizar tomas de muestras de fondo, mediante  una reducción de la tasa de producción por cierto período de tiempo y luego son cerrados hasta alcanzar la presión estática del yacimiento. Si se intentara acondicionar un pozo de gas condensado de la misma manera, encontraría que el líquido condensado se precipitaría al fondo del pozo, tan pronto como se cierre el pozo. La muestra de fondo solo podría recuperar una muestra de líquido; este líquido podría presentar punto de burbuja en vez de un punto de rocío. La composición del líquido va a ser totalmente diferente al fluido original del yacimiento.

Para obtener muestras representativas de fluidos provenientes de pozos de gas condensado, el pozo debería producir a una tasa igual o ligeramente mayor a la mínima tasa de producción estable. Sin embargo, si el pozo se encuentra produciendo a una tasa de producción estable por un período de tiempo prolongado y la tasa no es excesiva, es generalmente mucho mejor utilizar esta que estar ajustando a la tasa mínima de producción estable. El factor más importante en la prueba de flujo es la estabilización. Esta debe incluir una estable presión de cabezal, producción de gas y líquidos estabilizada. Para pozos que producen con una presión de fondo fluyente por debajo de la presión de rocío, la saturación y composición de fluidos en el área de drenaje debe ser también estabilizada. Una vez que la estabilización es alcanzada, como un barril de líquido se condensa en el yacimiento cercano a la vecindad del pozo, otro barril de líquido debe entrar en la vecindad del pozo. De esta manera, las saturaciones y composiciones en los alrededores del pozo no cambian.  Si la tasa de producción es cambiada, se necesitarían hasta 3 meses para re-estabilizar el pozo. Una vez alcanzada la estabilización, la tasa de producción de gas y líquido debe ser medida por 48 horas o más antes de realizar el muestreo.

condensado

Figura No. 1. Diagrama de Fases para un yacimiento de Gas Condensado

Como en el caso de los yacimientos de  petróleo, en los yacimientos de gas condensados las muestras deben ser tomadas en los primeros días de producción del yacimiento, antes de que ocurra una pérdida de presión importante. Una vez la presión de yacimiento declina por debajo de la presión de rocío original, no es posible obtener muestras representativas del fluido original del yacimiento. Cuando la presión de yacimiento tiene una caída por debajo de la presión de rocío, se empieza a formar líquido retrógrado dentro del yacimiento. Inicialmente este líquido no tiene permeabilidad, y solo el gas remanente fluye hacia el pozo. Si se toma una muestra de fluido bajo estas condiciones de flujo, y el gas es posteriormente recombinado con el líquido a  la RGP con la que produce el mismo, la presión de rocío de la mezcla debería ser igual a la presión actual del yacimiento. Como la caída de presión en el yacimiento continua, más y más líquido retrógrado se condensa dentro de la formación, hasta que llega a un punto de saturación específico –generalmente llamado saturación crítica de condensado– cuando este líquido retrógrado empieza a fluir hacia el pozo (Ver Figura No. 2). Si el pozo es probado y se toman muestras de fluido bajo estas condiciones, la presión de rocío obtenida después de la recombinación puede ser mayor que la presión actual del yacimiento, e inclusive, considerablemente mayor que la presión original de yacimiento. Cuando la muestra recombinada del fluido del yacimiento es examinada, siempre se va a observar una proporción de líquido libre en la celda PVT. La cantidad relativa de gas en la celda con respecto a la cantidad de líquido es generalmente interpretada como una medición de la razón de movilidad en el yacimiento, en los límites del área de drenaje.

Un estudio de un fluido condensado debe incluir la composición del gas en el separador, el líquido en el separador, y la recombinación del fluido de yacimiento. En el pasado, estas composiciones eran reportadas hasta el hexano, con un C7+ como única fracción pesada en la mezcla. Es recomendable que las composiciones estén reportadas hasta los decanos como mínimo y los undecanos y más pesados agrupados en un solo componente, para facilitar el modelado composicional de los yacimientos de gas condensados. Como se ha indicado en otros artículos, los más sofisticados laboratorios usan cromatógrafos de alta tecnología, lo que permiten reportar las composiciones PVT hasta el C30 y mayores. Adicional a esto, el análisis de fluido debe incluir una medición del punto de rocío, la compresibilidad del fluido por encima del punto de rocío y los volúmenes de gas y líquidos por debajo del punto de rocío durante la prueba de expansión a composición constante. Finalmente, el estudio de fluido debe reportar un análisis de agotamiento de presión, es decir, que se observe los cambios en la composición del gas en un proceso de agotamiento de presión a volumen constante, donde el factor de desviación de gas producido, el factor de compresibilidad bifásico del fluido y el volumen de líquido remanente dentro de la celda deben ser medidos en cada etapa de declino de presión. El factor de compresibilidad bifásico del fluido no es muy comprendido por la mayoría de los ingenieros de yacimiento, pero una de sus principales usos está en la ecuación de balance de materiales composicional (P/Z2f vs. Gpt) para el cálculo de gas original en sitio y reservas recuperables. El factor de compresibilidad monofásico es utilizado en casi todos los yacimientos para el cálculo de reservas. El factor de desviación usado debe ser el factor de desviación de todos los hidrocarburos que permanecen en el yacimiento. Esta incluye la fase remanente de gas y la fase del líquido retrógrado. El factor de compresibilidad bifásico proporciona esta información. Para yacimientos de gas condensado de bajo ANP, el uso de un factor de compresibilidad de gas incorrecto no causará un error serio de cálculos, pero el empleo de un factor de compresibilidad de gas incorrecto en un yacimiento de gas condensado rico causará errores serios y generalmente conducirá a un error considerable en la estimación de reservas.

regiones Figura No. 2. Regiones de Saturación de Condensado en las cercanías del pozo

Fragmento extraído del paper: Engineering Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Systems. Phillip L. Moses, SPE, Core Lab. Diagrama de Fase extraídas del libro: Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Freddy Escobar. Editorial Universidad Surcolombiana.

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Cuenca Oriental de Venezuela (Parte II)

junio 10, 2009

Cuenca Oriental de Venezuela defProceso Evolutivo Sedimentario

El proceso evolutivo sedimentario de la Cuenca Oriental de Venezuela se sitúa desde el Devono- Carbonífero (González de Juana et al., 1980), hace unos 350 millones de años. Durante este período se reconocen tres períodos sedimentarios separados: el primero corresponde al Paleozoico medio- tardío y tardío, el segundo comienza en el Cretácico medio y se hace regresivo durante el Terciario temprano, y el tercero, se desarrolló durante el Terciario tardío y fue definitivo para la configuración de la cuenca petrolífera en su estado actual. Ellos tienen lugar entre períodos principales de orogénesis y después de largos de erosión, cuando las aguas transgredieron sobre tierras previamente pleniplanadas. A continuación se describe brevemente, la historia geológica del proceso sedimentario de la Cuenca Oriental según González de Juana et al., (1980):

Durante el Cámbrico-Ordovícico, aproximadamente 500 M.a., ocurre la sedimentación de las formaciones Carrizal y Hato Viejo asociadas a una sedimentación clástica más interna, de un margen pasivo. Ambas formaciones se consideran transicionales. Posiblemente la sedimentación ocurre en planicies costeras mal conocidas y aparatos deltaicos conexos.

En el Triásico-Jurásico (220-160 M.a.) se producen actividades volcánicas en el Macizo de El Baúl. Fue un período de erosión sobre la mayor parte de la Cuenca. Durante el Barremiense-Aptiense-Albiense, se inicia la transgresión cretácica sedimentándose la Fm. Barranquín compuesta de calizas y areniscas en el flanco norte de la serranía actual, con disminución de sedimentos marinos hacia el flanco norte y hacia el flanco sur de la misma. Es seguido por la sedimentación en el flanco norte de las formaciones Borracha y Chimana compuestas de calizas espesas y lutitas, y en el flanco sur por la Fm. El Cantil compuestas de areniscas, lutitas e intercalaciones de calizas. Hacia el sur ocurre también una extensión de las aguas donde la sedimentación es predominantemente continental, depositándose la Fm. La Canoa. Las calizas y arenas de estos períodos constituyen legítimos prospectos para petróleo.

En el Cenomaniense-Coniancense (100-85 M.a.), ocurre la máxima cobertura marina y desarrollado de ambientes euxínicos en el norte, representando por la Fm. Querecual, esta formación es la Roca Madre del petróleo. Hacia el sur se extienden ambientes marinos-costeros, gradualmente más terrígenos hacia el extremo sur, en las proximidades del noroeste se encuentra la Fm. Tigre, la cuál presenta calizas fosilíferas (Miembro Infante). La Fm. Tigre ha producido orientecantidades menores de petróleo en el Área de Las Mercedes. Durante el Santoniense-Maestrichtiense (85-65 M.a.), ocurre una sedimentación de lutitas marinas, algunas arenas finas e intervalos de ftanitas silíceas al norte (Fm. San Antonio). En la regresión sureste comienza la regresión marcada por las areniscas de la Fm. San Juan, básicamente Maestrichtiense, probablemente extendida al Paleoceno.

Durante el Paleoceno-Eoceno medio (65-45 M.a.), el levantamiento de las masas metamórficas delimitó hacia el sur una extensa cuenca donde se depositaron sedimentos del ciclo Terciario temprano. Durante este período comienza el levantamiento de las masas metamórficas hacia el sur, con el consiguiente empuje sobre la secuencia sedimentaria en el borde cratónico, integrada por la columna cretácica (Grupo Sucre y Guayuta) y la sedimentación del Terciario temprano. Gran parte de la sedimentación alóctona del surco de Guárico fue ocasionada por este movimiento. En el Eoceno tardío-Oligoceno (45-25 M.a.), se sedimenta en Guárico la Fm. La Pascua de carácter transgresivo y que corresponde a aguas someras procedentes de la Cuenca de Barinas, seguida de la Fm. Roblecito, que se compone de un cuerpo lutítico de aguas marinas someras y tranquilas. La transgresión progresa hacia el este y en la región de Barcelona, el hiatus y la transgresión mencionada se encuentran sobre la Fm. Caratas y por debajo de la Fm. Los Jabillos del Oligoceno medio. Hacia el sur se extiende al oeste la sedimentación arenosa-parálica de La Pascua y al este de las formaciones Los Jabillos, Areo y Naricual, reunidas en el Grupo Merecure, por debajo de la cual desaparece por acuñamiento del lente de Roblecito. Hacia el este se produce la sedimentación profunda, de mar abierto, de la Fm. Carapita.

Al final de este período (22 M.a. aproximadamente), continua el levantamiento de la Serranía del Interior y se desarrolla el “Foredeep” al sur, donde se depositan los sedimentos de aguas profundas de la Fm. Carapita. Durante el Mioceno (20 M.a.), en la parte norte de Guárico la sedimentación se hace predominantemente continental. Desde el flanco norte de la cuenca hacia el sur se observa  gradación entre las formaciones CapiricualQuiamare al norte y la Fm. Oficina hacia el sur. Hacia el este la profundización de ambientes continúa determinando la sedimentación de Carapita. En el flanco sur se sedimenta la Fm. Freites de ambiente marino somero, en el borde norte los mares transgreden ligeramente sobre la superficie erosionada de Carapita, depositándose la sedimentación marina marginal de Fm. La Pica. Cerca de la línea septentrional se sedimenta una secuencia arenosa.

Durante el Mioceno tardío-Plioceno, se sedimentó la Fm. Las Piedras sobre extensos ambientes fluvio-deltaicos. Hacia el oeste del Estado Anzoátegui y en el sur, en el subsuelo de los campos de las áreas de Oficina y Temblador, esta sedimentación cubre los sedimentos marinos someros de la Fm. Freites. Hacia noreste se encuentra por encima de la Fm. La Pica, sobrepasando la línea de playa de ésta formación y avanzando hacia el piedemonte de las montañas actuales, en forma discordante sobre la sedimentación del ciclo Terciario tardío y temprano y localmente sobre el Cretácico erosionado. Equivalente lateral de esta Fm. Las Piedras es la sedimentación marginal conglomerática de la Fm. Quiriquire, productora de petróleo en el campo homónimo. El episodio final de esta evolución está representado por la Fm. Mesa de ambiente continental.

Imagen de la Cuenca Oriental de Venezuela hecha a partir de imágenes tomadas de la página Flashearth.com. Columna estratigráfica tomada de Código geológico de Venezuela de PDVSA Intevep. 

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