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1 i φ= φ n h= h i n Swi Swi = n 7758 A hφ 1 ( S ) cüövà vtá 60 POES = wi = Barriles wx \ÇzxÇ xü t β oi 40 Presión Original Conservado (%) Expansión de la Roca y de los Fluidos 2.- Desplazamiento por Gas en Solución 3.- Expansión de la Capa de Gas 4.- Influjo Hidráulico 5.- Segregación Gravitacional wx Ahφ ( 1 Swi ) 3 GOES = = pies β gi ltv Å xçàéá cxàüéä yxüéá Factor de Recobro (%) 4 Forecast: Reservas 10,000 Trials Frequency Chart 129 Outliers ,000,000, ,000,000,000 50,000,000, ,000,000, ,000,000,000 Certainty is 43.66% from 35,686,000, to +Infinity (Pcn) HIDROCARBURO Y = P V P b t P V b 1 Ing. José S. Rivera V.

2 Dedicatoria Práctica de Ingeniería de yacimientos petrolíferos DEDICATORIA A Carmen Rosa, Leonardo, Salvador y Andreina; por haber sido principales motivo de inspiración, para la escritura de este libro; y que sirva como punto de partida para su futura formación. Autor: Ing. José S Rivera V.

3 Agradecimiento Práctica de Ingeniería de yacimientos petrolíferos AGRADECIMIENTO El autor expresa su agradecimiento a los estudiantes y profesores de la Universidad de Oriente, por motivarlo ha escribir sus experiencias, y conocimientos en el arte de la Ingeniería de Yacimiento. Por otra parte, sin la valiosa colaboración de la Ingeniero Yohanny Alfonzo, en la trascripción y corrección de la literatura, no hubiese sido posible lograr organizar el material didáctico como se presenta en este libro. También el autor expresa su gran agradecimiento al Dr. Gonzalo Rojas; por su colaboración en la revisión del material técnico, y la motivación a la publicación del mismo. Autor: Ing. José S Rivera V.

4 Prácticas de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos José S. Rivera V; Ingeniero de Petróleo egresado de la Universidad Tulsa, Oklahoma en 1976, Master en Ciencias de la Ingeniera, en la misma universidad (1978), y revalidación de titulo de Ingeniero de Petróleo en la Universidad Central de Venezuela, en Caracas en 1982.Previamente a los estudios universitarios había obtenido el titulo de Técnico en Petróleo (1966) en La Escuela Técnica Industrial Luis Caballero Mejias de Caracas Venezuela. Se inicia en la industria petrolera en Abril de (1967), como técnico asistente de ingeniería de yacimientos en la empresa Mobil Oil Co.de Venezuela en el campo de Anaco estado Anzoátegui. En (1969) es transferido al grupo de Estudios Especiales en Caracas, desempeñándose como Técnico Mayor Asistente de Ingeniería de yacimientos. En (1972) se une al Ministerio de Minas e Hidrocarburos, en la Dirección General de Hidrocarburos, donde se desempeñó como Técnico Mayor de Recuperación Secundaria para las áreas del Occidente y Oriente de Venezuela. En (1978) es nombrado ingeniero Inspector de Campo Área VI de San Tomé, Ministerio de Energía y Minas, Estado Anzoátegui. (1981) Ingeniero Mayor de Yacimientos Faja Petrolífera del Orinoco, Gerencia Operacional de Crudo Pesado. Meneven S.A., San Tomé, Anzoátegui. (1983) es nombrado Supervisor de Operaciones Ingeniería de Yacimientos (Reacondicionamiento, Reparaciones y Rehabilitación de Pozos área de crudos mediano) Meneven S.A. San Tomé Anzoátegui. (1986) se desempeña como Supervisor de Ingeniería de Yacimientos Crudo Pesado Gerencia Técnica Explotación Corpoven S.A. San Tomé Anzoátegui. (1988) Supervisor de Estadísticas de Petróleo y Gas, Gerencia Técnica Explotación Corpoven S.A. San Tomé Anzoátegui. (1990) Ingeniero Mayor de Proyectos área de crudos Liviano-Mediano Dto. San tome. Corpoven S.A. Puerto la Cruz Anzoátegui. (1995) Líder de Proyectos Área San, Tomé, empleando tecnología de punta, proyectos de recuperación adicional. Corpoven S.A. Puerto la Cruz Anzoátegui. (1998) Auditor Técnico Proyecto Reactivación Campo Socororo PDVSA. Puerto la Cruz Anzoátegui, Convenio PDVSA UCV. Diciembre 1998 Jubilado de PDVSA. Puerto la Cruz Anzoátegui. En el campo docente se ha desempeñado como Profesor de la Escuela De Ingeniería, Departamento Petróleo de la Universidad De Oriente Núcleo Anzoátegui, Puerto la Cruz desde (1994). Ha sido Jurado principal de alrededor de 50 tesis de grado y Asesorías a más de 45 tesis para la formación de Ingenieros de Petróleo UDO. Actualmente dicta la cátedra de Ingeniera de yacimientos II. También ha sido Instructor De Curso Básico De Ingeniería De Yacimientos De Petróleo Y Gas. Para PDVSA A través de su filial CIED, y Tutor Del Programa de ingeniaría Yacimientos De Gas en Puerto la Cruz estado Anzoátegui, Asesoría y cursos del programa PIA para PDVSA. Maturín Estado Monagas. Como gremialista, fue Presidente de la Sociedad de Ingenieros de Petróleo sección Oriente en ( ), reelecto para el periodo ( ). Primer Vocal de La Junta directiva de Colegio de Ingenieros del Estado Anzoátegui, Barcelona periodo ( ), Tesorero de La Junta directiva de Colegio de Ingenieros del Estado Anzoátegui, Barcelona periodo ( ). Presidente y organizador de La V Exposición De Equipos Petroleros en El Oriente de Venezuela San Tome Anzoátegui. (1986). Asesor organizador de la primera exposición de Equipos Petroleros del Estado Monagas Maturín. (1988). Es miembro del Colegio de Ingenieros de Venezuela, Sociedad venezolana de Ingenieros de Petróleo, Sociedad venezolana de Geólogos, y SPE Society Of Petroleum Engineer.

5 Prologo Práctica de Ingeniería de yacimientos petrolíferos PROLOGO La información de los principios de la ingeniería de yacimientos, aplicable a los cálculos del día a día por los ingenieros de yacimiento; y actualizada con las tecnologías de punta recientes, se hayan dispersas y en una gran variedad de documentos e idiomas diferentes al Castellano. Este hecho dificulta el trabajo al ingeniero de habla hispana con poco conocimientos de otros idiomas. La idea del autor es reunir en un solo compendio los principios físicos, matemáticos; así como la teoría del comportamiento de los yacimientos petrolíferos bajo diferentes esquemas de explotación, y que sean de fácil acceso y aplicación, para el ingeniero que dispone de muy poco tiempo para consultar las diferentes bibliografías, durante su trabajo cotidiano. Por otra parte también es la intención detrás de este compendio, ayudar a los estudiantes de la ingeniería de petróleo, en el estudio y desarrollo de sus conocimientos en las aulas de la Universidad. El libro esta compuesto de XI Capitulo, siendo los primeros cuatros dedicados al conocimiento de las propiedades de las rocas y los fluidos, distribución de los mismos y cálculos para estimación de su comportamiento, el Capitulo V permite hacer un estimado de los hidrocarburos, tanto gas como petróleo original en sitio, usando los métodos volumétricos, y estocásticos o probabilisticos, el Capitulo VI es dedicado a las pruebas especiales de los pozos usando métodos tradicionales y modernos para optimizar la producción de los mismos bajo esquemas de agotamiento de la presión, y que pude ser complementado con el estudio de declinación de la producción que se presenta en el Capitulo VIII. El Capitulo VII y IX presenta las ecuaciones y principios para los procesos de recuperación secundaria, los cuales son complementados con el Capitulo X, donde se presenta los métodos de recuperación mejorada usando tecnologías de la aplicación de solventes y productos químicos. Por ultimo el Capitulo XI, hace referencia a los principios de simulación analítica y numérica. Autor: Ing. José S Rivera V. José S Rivera Septiembre 2004

6 Introducción Práctica de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos INTRODUCCIÓN Durante el desarrollo de los estudios de los yacimientos, modernamente el ingeniero de yacimiento se consigue con la incertidumbre de la validez de los datos disponibles, tanto en yacimientos maduros, como en yacimientos nuevos, la validez o precisión de los datos usados, en el desarrollo de un estudio de ingeniería de yacimiento, es fundamental para la predicción y desarrollo de programas de explotación óptimos de los yacimientos. Modernamente la industria petrolera se ha visto en la necesidad de crear grupos interdisciplinarios (Ingenieros de petróleos, geólogos, geofísicos, petrofísicos, ingenieros de producción, entre otros), para garantizar la obtención y análisis de los datos que permitan desarrollar estudios de los yacimientos, de forma tal de obtener resultados acordes a las condiciones inherentes a la producción esperadas de las reservas existentes en el yacimiento. Adquisición De Datos De Ingeniería De Yacimientos Uno de los mayores problemas de la ingeniería de yacimientos es la obtención de datos confiables, y precisos para trabajar. Muchos datos requieren una planificación previa a su adquisición y otros datos deben ser obtenidos durante la completación de los pozos o durante la etapa inicial de producción, aunque la obtención de la mayoría de los datos es relativamente costosa, su valor económico es difícil de justificarlo o explicarlo inicialmente. No obstante, más tarde en la vida del yacimiento, cuando esos datos son necesitados para predecir el comportamiento del yacimiento en forma precisa o para determinar o proponer económicamente un nuevo esquema de explotación, o de recuperación mejorada, el valor económico debe ser claro, y los costos del dato se convierte en inconsistente. Entonces es demasiado tarde para determinar alguno de los datos más importantes con precisión. Esta es una responsabilidad del gerente de producción, mantener los costos lo más bajo posible. El tiene un grupo de ingenieros que son pagados para guiarlo, de tal forma de no cometer errores tanto desde el punte de vista de ingeniería como económico. Como se Autor: Ing. José S Rivera V. I

7 Introducción Práctica de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos indico muchos de los datos del yacimiento, deben ser obtenidos durante la perforación de los pozos, o durante las pruebas iniciales de producción. No obstante hay que considerar la posición del gerente de producción. El ha pasado anos y literalmente ha gastado millones de dólares de la empresa en exploración, perforación y completación de pozos exploratorios. Ahora el esta en una posición para iniciar la colocación de los barriles de petróleo en el tanque, algunos de los ingenieros quieren producir el pozo a una tasa muy baja aunque le sugieran cerrar el pozo por un periodo extendido para obtener datos del yacimiento que podrían tener algún valor vago económicamente dentro de 5 a 10 anos. Obviamente, el gerente a menudo ira sobre la prueba del ingeniero de yacimiento. La situación del gerente es fácilmente entendible, pero seria muy difícil la posición del ingeniero como responsable del dato, y no será tan fácil de explicar dentro de 5 a 10 anos mas tarde, cuando se pone en claro que no se insistió en una prueba apropiada?. Se debe poner los mejores esfuerzos para explicar, y justificar la ausencia de esos datos que puede significar mas tarde cuando no se pueda modelar el yacimiento, para explicar de donde proviene el exceso de agua o gas, o cuando concluir mostrando que un proyecto de inyección de agua trabajara o cuando no se puede evaluar la aplicabilidad de algún proceso para mejorar el recobro a un yacimiento en particular. Al momento de perforar y completar un pozo, los ingenieros deben estar con el mejor argumento y con carácter persuasivo (con táctica) para influenciar al gerente de producción. Un argumento es mostrarle la posible ganancia financiera: Si esos datos hacen posible la justificación de recobrar un décimo de 1% del petróleo adicional, la empresa engrosaría X dólares adicional. Esa técnica usualmente impresiona. Si la prueba no se hace, el ingeniero deberá escribir una carta para el archivo de pozo, con copia para el gerente, explicando sus ideas. Más tarde cuando se pregunte por la información (datos), por qué no fue obtenida?, los ingenieros pueden ir a los archivos, y cerciorarse que las pruebas fueron requeridas a su debido tiempo. Autor: Ing. José S Rivera V. II

8 Introducción Práctica de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos Planificación De La Obtención De Datos Requeridos Previo A La Perforación. Datos de Log, de núcleo y quizás de drillstem test (DST), pueden ser obtenidos solamente si se planifica su adquisición previamente a la perforación de los pozos. Todos esos datos pueden ser de extrema importancia en el estudio de un yacimiento. Los programas de registro de pozos (Logging), deben ser diseñados cuidadosamente con la cooperación del ingeniero de registro de la empresa, el geólogo y un representante de la compañía de servicio de registro. Los ingenieros deben planificar la determinación del espesor neto de la arena, la porosidad y la saturación mediante los registros de los pozos. Un diseño apropiado de los registros para este propósito naturalmente debe ser considerado el tipo en articular de la roca del yacimiento, área geográfica, anticipadamente los fluidos del yacimiento y el método de perforación que debe emplearse. La mayoría de los ingenieros de yacimientos no tienen el conocimiento detallado del método de registros necesariamente tan interesados en la porosidad y necesario para desarrollar tal diseño por su propio criterio, de tal forma que pone en uso toda la ayuda que este a su disposición. Una palabra de precaución probablemente vale la pena. Los geólogos no están en los datos de saturación como los ingenieros de yacimiento El interés principal de los geólogos es en la litología indicada. Consecuentemente se debe ser muy cuidadoso con las compañías de registro que tienen capacidad cuantitativa. En general, es peligroso tratar de ahorrar dinero en los registros cuando se necesitan datos de registro cuantitativo. Obtener registros de precisión e interpretación de precisión es difícil bajo condiciones, de tal forma de sentirse in complacido en recortar la tasa de los servicios de registro. La necesidad de los datos de núcleo es mas a menudo sentido cuando se hace un estudio de recobro mejorado de petróleo mas tarde en la vida del yacimiento. Cuando un núcleo es disponible en los almacenes, los datos de laboratorio pueden ser aplicables a un yacimiento en particular y pueden ser a menudo obtenidos usando un método de restauración en el laboratorio. De otra manera los análisis deben ser basados bajo datos empíricos y analogías con una cantidad correspondiente de incertidumbre. A tal tiempo, los núcleos y datos de núcleo pueden ser invaluables. El trabajo rutinario de yacimiento requiere de un conocimiento de la permeabilidad absoluta, variación estadística de la permeabilidad y posición original de los contactos Autor: Ing. José S Rivera V. III

9 Introducción Práctica de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos Agua Petróleo y Gas Petróleo. Los datos de permeabilidad son disponibles solamente de las análisis de núcleo, y los contactos originales Agua Petróleo y Gas Petróleo son generalmente mejor evaluados de un estudio de saturación de núcleo. Adicionalmente los valores de porosidad obtenidos de los registros son comparados con los datos del núcleo, y los datos del núcleo a menudo indican claramente deficiencia en los programas de registro. Los datos de saturación de los núcleos convencional son inusuales relativamente, en términos de los valores absolutos obtenidos. Los datos de los núcleos no hacen cuantitativamente necesario los datos de los registros obtenidos en cada pozo y una muestra del registro resulta mayor que la del yacimiento (El problema de cuan desarrollado es el núcleo del pozo para obtener una buena descripción del yacimiento va mas allá de los alcances de este libro. El punto más importante es la necesidad de establecer un programa de toma de núcleo.). La prueba DST debe ser incluida en la programación de perforación. El punto que necesita ser hecho es que un DST debe ser corrido de una manera cuantitativa que permita determinar tantos datos del yacimiento como sea posible. Un DST provee la oportunidad para obtener algunos datos del yacimiento temprano en la vida de los pozos. No obstante es sorprendente el numero de DST que son corridos en tal manera esos datos pueden ser obtenidos de la prueba de los datos, por ejemplo solamente los datos de producción son mediados con suficiente posición para ser usados. Consecuentemente la primera responsabilidad del ingeniero sobre un DST es hacer claro de la compañía de servicios que los datos de presión son deseados con suficiente precisión para los análisis cuantitativos. También debe asegurarse que el DST es diseñado de tal forma que tal esfuerzo es hecho para estadísticas de la presión inicial del yacimiento directamente. Abreviando, esto requiere un periodo de flujo inicial suficientemente largo para aliviar la presión del yacimiento alrededor del pozo de la superpresión causada por la presión estática del lodo de perforación y no un periodo corto para evitar tener con el uso de un grafico de Horner determinar la presión del yacimiento. Una lectura en la superficie de la presión de fondo de pozo y la capacidad de flujo multitasa de la mayoría de los equipos de DST minimizan el problema asociado con la medición directa de la presión del pozo. Estos equipos permiten comenzar con un periodo de flujo muy corto, quizás 5 minutos, se observa la restauración Autor: Ing. José S Rivera V. IV

10 Introducción Práctica de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos de la presión, se corre otro periodo de flujo corto, se observa la presión y se continua este procedimiento hasta estar satisfecho de tener la presión inicial del yacimiento observada. Cuando se corre con suficiente precisión y cuidado, la restauración de presión del DST permite determinar la permeabilidad efectiva sin daños de formación al igual que mide el daño en la formación, ejemplo, el factor de relación de daño. Si el plan de completación de los pozos incluye tratamiento masivo de los pozos tales como: fracturamiento hidráulico masivo, una prueba corrida antes del tratamiento puede ser la única oportunidad de determinar la permeabilidad de la formación. Si en el registro de pozo u otro formación indican la presencia de un contacto Agua Petróleo o Gas Petróleo en el yacimiento produciendo, se debe tener cuidado para determinar la posición de tales contactos la mayor precisión posible antes de iniciar la producción. Se deben tomar muestras de pared para verificar si los contactos pueden ser definidos con precisión. Si los resultados son re-cuestionables, muestra de los fluidos de pared pueden ser empleados para definir los contactos. Se debe recordar que cuando la producción es inicial, puede producirse conificación y en algunos casos la habilidad para definir los contactos por los pozos pueden ser perdidos para siempre. Datos Del Yacimiento Obtenibles Temprano En La Vida De Los Pozos La permeabilidad sin daño, la medición de daño en los pozos, la relación gas-petróleo inicial, presión inicial del yacimiento, la distancia de las barreras más cercanas, y la discrepancia del área de drenaje, pueden ser determinados mas precisos durante el periodo inicial de flujo o el periodo de restauración de la presión de los pozos. También una muestra de fluidos para el análisis de laboratorio del factor volumétrico del petróleo, y el factor volumétrico del gas (datos PVT) pueden ser obtenidos temprano después de hacer las pruebas de flujo. Las pruebas iniciales de flujo representan uno de los mejores sino la fuente mas vista de datos del yacimiento. La prueba de flujo inicial es tomada en el tiempo que las condiciones del yacimiento es mejor conocida. Después que un pozo ha producido por un periodo de tiempo, la saturación del gas, la presión del yacimiento y la viscosidad de los fluidos Autor: Ing. José S Rivera V. V

11 Introducción Práctica de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos pueden ser cuestionables. No obstante durante el periodo inicial de flujo todos esos valores pueden ser precisos y acertados. También, el pozo esta actuando infinito en ese tiempo, el cual puede ser cuestionable mas tarde en la vida del pozo. Todas esas cosas hacen posible la evaluación de prueba de caída o restauración precisa para obtener la permeabilidad sin daño, una medida de daño, y algunas descripciones del área de drenaje. Se debe tomar cuidado en la medición de la relación gas-petróleo inicial con precisión. Esta representa generalmente la medida mas precisa del gas original en solución. Una prueba inicial de flujo no siempre es fácil de obtener. Puede ser que haya una cantidad de presión por el gerente para poner el pozo en su pico producción, y cualquier demora tal como una prueba de flujo controlada pude ser obviada. Adicionalmente a esa política de dificultades, hay generalmente pruebas difíciles de tomar. La mayor problemática es durante la sección de perforación de los pozos del yacimiento, partículas de lodo, y ripios son forzados dentro del yacimiento, los cuales dañan la permeabilidad alrededor del pozo. Ese daño no causaría dificultades de las pruebas, excepto que los cortes no son estables inicialmente y continúan moviéndose fuera de la formación durante el periodo de flujo inicial. Esto significa que el p skin - la caída adicional de presión causada por el daño alrededor del pozo esta siendo reducido continuamente durante el periodo de flujo inicial. Un análisis de los datos de presión bajo esas condiciones es imposible. Con el pozo fluyendo a una tasa constante, la presión de fondo del pozo puede estar incrementándose en lugar de decrecer como seria si p skin fuese constante. Entonces es necesario continuar produciendo el pozo y observando la presión de fondo hasta que la presión se estabilice o este declinando. Entonces si una prueba de declinación de presión a tasa constante es deseada, el pozo deberá ser cerrado hasta que la presión se aproxime a la presión inicial y la prueba pueda ser iniciada. Una vez que la presión del yacimiento haya declinado hasta un valor menor que el de la presión de saturación, es muy difícil obtener muestra representativa de los hidrocarburos originales del yacimiento. Esto es causado por la dificultad de obtener muestra con la relación gas-petróleo correcto. Equipo toma muestra de fondo y la técnica de muestreo están disponibles para intentar obtener muestras representativas bajo esas condiciones, pero la verdad permanente es que muy difícil de hacer. Autor: Ing. José S Rivera V. VI

12 Introducción Práctica de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos No obstante, una muestra de petróleo puede ser tomada con el toma muestra de fondo mientras el pozo este fluyendo a una presión de fondo mayor que la presión del punto de burbujeo con poca o no dificultad. Así es muy importante para el ingeniero estar seguro que una muestra para un PVT fue obtenida en el yacimiento tan pronto después que la producción del yacimiento comenzó. Aquí otra vez, habrá probabilidad de ser reluctante en la parte del gerente para aprobar cerrar el pozo o restringir la producción para obtener la presión de fondo fluyente lo mas alto posible. No obstante esta técnica es requerida para obtener la muestra para PVT. Obtención de Datos Rutinarios de Yacimientos. Estudios de yacimiento con sentido debe ser completo de tal forma que el recobro de petróleo final, el recobro del gas y la tasa de producción puedan ser maximizadas. Tal estudio esta basado en balance de materiales, el cual requiere del promedio de la presión y las correspondientes producciones acumuladas de petróleo, gas y agua, por pozos y los yacimientos. Probablemente el único grupo de esos datos que es apto a ser correctos sin ningún esfuerzo en la parte de ingeniería, es la producción total de petróleo. Debido a que el petróleo siempre es vendido, y una medida precisa de la cantidad de petróleo producido es obtenida. Cuando el gas es vendido, el gas total producido también es conocido con precisión. No obstante, en la plataforma mundial la mayoría del gas producido como resultado del petróleo producido, es quemado a la atmósfera quemados en mecheros. El ingeniero también debe tomar cuidado en tomar en cuenta cuando el gas es vendido, debido a que el gas vendido a menudo es iniciado durante algún tiempo de la vida del yacimiento cuando la demanda para el gas natural alcanza un punto que hace la venta del gas rentable y económico. Previamente al tiempo cuando la venta del gas es iniciada, el ingeniero deberá ver las estadísticas del gas producido con considerable escepticismo. Estas medidas raramente son llevadas con cuidado y asentadas sin haber sido verdadera medidos. Por ejemplo. En las plataformas costa afuera donde se maneja la producción de varios pozos, para los yacimientos con desplazamiento por gas en solución, la misma figura de la relación gas- Autor: Ing. José S Rivera V. VII

13 Introducción Práctica de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos petróleo fueron reportadas por varios meses. Obviamente la producción del gas durante ese periodo no ha sido medida, aunque el gas total producido fue muy difícil de asentar. Una figura de producción que generalmente es conocido aun con menos precisión que el gas quemado, es el agua producida. No obstante, el agua producida es justamente tan importante en el cálculo de balance de materiales como la producción del petróleo y el gas. Naturalmente, nunca hay un valor económico para el agua producida sin el petróleo. Consecuentemente, el bombeo el personal general responsable por mantener un asiento de producción,- se preocupa muy poco a cerca del numero asentado del agua producida. Generalmente, la mitad del esfuerzo es hecho para medir el agua producida, y no es usual encontrad la producción diaria de agua reportada exactamente el mismo ano después del ano. Aquí otra vez, el uso medidor de desplazamiento-positivo en el tanque que se drena periódicamente es recomendado, y el ingeniero debe estar continuamente preocupado a cerca de la precisión de la medición del agua producida reportada. Aunque la producción total de petróleo, agua y gas reportada para un campo sea precisa, el ingeniero debe preocuparse por la manera como la producción fue alocada a los pozos individuales en el campo. La distribución de producción a los diferentes pozos, deben ser basados en las pruebas de producción que son tomadas periódicamente (quizás mensual o semanal) cuidadosamente para cada pozo. Una visión que el ingeniero de yacimiento malamente trata, es de juzgar mas tarde la permeabilidad y la variación de la porosidad cotejando la distribución de la presión con la producción reportada para cuatro pozos, cuando realmente fue tomada para un pozo. Si un yacimiento contiene un contacto inicial de agua-petróleo, uno de las mayores incógnitas asociadas con el comportamiento del yacimiento es la cantidad de petróleo dejada atrás del avance del contacto gas-petróleo o agua-petróleo. Quizás la mejor forma de determinar esos valores con precisión es observando el avance de los contactos a medida que el yacimiento es producido. En yacimientos muy permeables producidos con pequeñas caídas de presión o caídas de presión total el avance puede ser observado por la relación gas-petróleo producido o la relación agua-petróleo de los pozos individuales a medida que el contacto alcanza los pozos producidos. No obstante, el resultado en el mayoría de los yacimientos producidos en la formación de un cono de agua o gas la interpretación es muy complicada y los datos de producción para obtener el avance del contacto. Autor: Ing. José S Rivera V. VIII

14 Introducción Práctica de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos En tales casos puede valer la pena y económicamente perforar un pozo equipado con el propósito de observar el avance del contacto (pozo observador). Estos pozos nunca son producidos mayormente ellos están equipados con el revestidor de plástico opuesto al yacimiento. Entonces un registro especial (logging) puede ser usado, para determinar el avance del contacto sin la influencia de la producción de los pozos productores. En la superficie aparentemente estos pozos son extremadamente caros. No obstante cuando millones de petróleo son puestos en el tanque, la inversión en una serie de pozos observadores pueden mostrar ganancias considerables. Guías para la adquisición de datos de la ingeniería de yacimiento. La importancia de tener datos de yacimiento al tiempo apropiado en la vida del yacimiento, pueden ser sobré enfatizadas, el ingeniero solo tiene una oportunidad para obtener datos, como núcleos, registros de pozos (logging), y la presión inicial para un yacimiento en particular. También sin una planificación apropiada nunca conocerá la cantidad de petróleo gas y agua producida de los pozos individuales del yacimiento, o la presión correspondiente del yacimiento. Sin datos precisos del yacimiento, el ingeniero de yacimiento puede hacer solo especulaciones. Listas de datos que el ingeniero debe considerar: Planificación durante el desarrollo. a. Proveer para la producción individual para cada yacimiento el uso de completación múltiple o dual de los pozos o planificar la depleción de un yacimiento a un tiempo dado y el des-taponamiento. b. El uso de la medición por desplazamiento positivo del petróleo, gas y agua en cada pozo, para dar la mejor alocación posible de la producción para el yacimiento en cada pozo. Autor: Ing. José S Rivera V. IX

15 Introducción Práctica de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos Durante la perforación. a. Uso de un programa de registro de pozos capaz de determinar la porosidades y las saturaciones. b. Proveer de suficientes núcleos, para dar un buen análisis estadístico de la porosidad y de la permeabilidad, almacenaje no son necesario para su análisis. c. Cuando la prueba convencional (DST) es corrida, asegurarse que el procedimiento de la prueba incluye un esfuerzo para obtener la presión inicial del yacimiento directamente. También obtener los datos de presión con precisión para un análisis cuantitativo, por ejemplo pedirle a la compañía de prueba un análisis cuantitativo de los datos de presión que deberán ser hechos. d. Cuando el programa de registro indica un contacto inicial de agua-petróleo o gas-petróleo usar muestras de pared o muestra de fluidos para definir los contactos. Durante el inicio de la producción a. Medir la presión inicial del yacimiento, usando un dispositivote medición de presión de fondo antes que el pozo sea puesto a producción. b. Producir el pozo hasta alcanzar una tasa razonablemente constante o declinación. Cerrar el pozo hasta que la presión de cierre se aproxime a la presión inicial del yacimiento. Entonces proceder a pruebas de declinación de presión a tasa constante o prueba de restauración. c. Si es un pozo exploratorio exitoso, o si este es suspendido, entonces la producción para un nuevo yacimiento tomar muestra de fluido de fondo para el análisis PVT, tan pronto sea posible después de iniciar la prueba de flujo. Autor: Ing. José S Rivera V. X

16 Introducción Práctica de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos Durante la viada productiva. a. Diseñar programa de pruebas que permitan alocación de la producción con precisión cada pozo individual y el yacimiento. b. Revisión periódica del bombeo y el equipo de medición para asegurar que la medida y la alocación de producción para los pozos individuales y para el yacimiento sean precisos. c. Diseñar programas de registros de presiones que provean periódicamente la determinación de la presión promedio del yacimiento. d. Considerar la perforación de pozos observadores usando revestimiento plásticos (no productores) y métodos de registros apropiados (logging) para observar el avance de los contactos agua-petróleo y gas-petróleo de los yacimientos. Autor: Ing. José S Rivera V. XI

17 Contenido Practica de Ingeniería de yacimientos petrolíferos CONTENIDO INTRODUCCIÒN.I CAPITULO I...2 PROPIEDADES DE LAS ROCAS...2 Características de las Rocas de los Yacimientos: Propiedades Físicas De Las Rocas De Acumulación Porosidad (φ)...4 Porosidad Absoluta...5 Porosidad Efectiva...5 Determinación De La Porosidad Efectiva...5 Porosimetro de Boyle...12 Porosimetro Ruska...14 Método de expansión del gas obtenido en los poros...15 Método de Inyección de Mercurio...16 Método de Pérdida de Peso Método de Saturación de la Muestra de un Líquido...20 Método Aditivo de Saturaciones de Fluidos Determinación de Porosidad en Muestras Grandes Determinación de la Porosidad Absoluta Factores Geológicos Que Afectan La Porosidad...23 Porosidad Primaria...23 Porosidad Secundaria...24 Porosidad de las Areniscas...24 Consolidación (compactación)...25 Cementación...25 Proceso de Re-Cristalización Porosidad de las Calizas...27 Las calizas con Porosidad Cretácea...30 Las Calizas con Porosidad Granular-Sacaroidal RESUMEN DE DEFINICIONES...31 BIBLIOGRAFIA SELECTA SOBRE LA POROSIDAD DE LAS ROCAS...33 REFERENCIAS...35 Autor: Ing. José S Rivera V.

18 Contenido Practica de Ingeniería de yacimientos petrolíferos CAPITULO II...37 FUNDAMENTO DEL FLUJO DE LOS FLUIDOS PERMEABILIDAD (K) Efecto Klinkenberg Permeabilidad Absoluta Permeabilidad Efectiva Permeabilidad Relativa Flujo Horizontal Flujo Vertical Flujo Radial Viscosidad De Los Crudos...60 REFERENCIAS...62 CAPITULO III SATURACION Y DISTRIBUCION DE LOS FLUIDOS Tensión Superficial E Interfacial Humectabilidad: Presión Capilar Relación Entre Presión Capilar Y Saturación De La Fase Mojante:...80 Efecto del Tamaño y Distribución de los Poros...81 Efecto de la Historia del Proceso de Saturación:...82 Efecto del Tipo de Fluidos y Sólidos Envueltos: Medidas De Presión Capilar: Conversión De Datos De Laboratorio: Curvas De Presión Capilar Promedio: Permeabilidad Relativa Determinación De Las Curvas De Permeabilidades Relativas Procesos De Desplazamiento O De Flujo No Continuo: Métodos Utilizando Datos de Presión Capilar Utilizando Datos de Campo Utilizando Ecuaciones Empíricas Correlaciones para Dos Fases: Wahl y Asociados Corey y Asociados Torcaso y Willie: Pirson: Spivak: Correlaciones para Tres Fases: Willie y Gardner: Stone: REFERENCIAS Autor: Ing. José S Rivera V.

19 Contenido Practica de Ingeniería de yacimientos petrolíferos CAPITULO IV COMPORTAMIENTO DE LOS FLUIDOS EN EL YACIMIENTO Presión Del Yacimiento Temperatura Del Yacimiento Viscosidad De Los Crudos Fluidos De Los Yacimientos Diagrama De Fase Presión de Vapor de una Sustancia Pura Condensación Retrograda Propiedades Intensivas Propiedades Extensivas Líneas de Isocalidad Los Cinco Fluidos De Los Yacimientos Yacimientos de Gas Yacimientos de Líquidos Gas Seco Gas Húmedo Gas Retrogrado Petróleo Volátil (Cuasi-Critico) Petróleo Negro Sistemas De Gas Condensado Con Zona De Petróleo Análisis De Los Fluidos Para Un Sistema De Gas Petróleo Crudo Preparación De Datos De Análisis De Fluidos Para Uso En Cálculos De Yacimientos Suavizando Datos De Laboratorio Datos De Los Volúmenes Relativos Total Uso De Correlaciones Peso Molecular Gravedad especifica API (Solamente Petróleo) Densidad A Condiciones Estándar (60 F, 15 C Ó 288 K) Gradiente Gravitacional Factor Volumétrico Del Petróleo ßo Densidad Del Petróleo A Condiciones De Yacimiento Determinación De La Presión En El Punto De Burbujeo Determinación De La Relación Gas-Petróleo En Solución Determinación De La Compresibilidad Del Petróleo, (C o ) Determinación De La Viscosidad Del Petróleo, En El Punto De Burbujeo Determinación De La Temperatura Y Presión Pseudo Criticas Para Los Gases Determinación De La Presión Y Temperatura Pseudo Reducida (Para Gases Solamente) Determinación Del Factor De Súper Compresibilidad Pseudo-Reducida (Para Gases Solamente) Determinación de la Presión de Rocío, (P d ): Determinación del factor volumétrico del Gas Determinación de la Densidad del Gas a Condiciones de Yacimientos Determinación de la Viscosidad del Gas a condiciones de Yacimientos Tipos De Desplazamientos De Los Fluidos En Los Yacimientos Desplazamiento por Expansión de los Líquidos Desplazamiento por Gas en Solución Desplazamiento por Expansión de la Capa de Gas Desplazamiento Hidráulico Desplazamiento por Segregación Gravitacional Desplazamiento Combinado REFERENCIA Autor: Ing. José S Rivera V.

20 Contenido Practica de Ingeniería de yacimientos petrolíferos CAPITULO V ESTIMADO DE PETRÓLEO Y GAS IN-SITU Estimación De Petróleo Y Gas En Sitio Método Piramidal Método Trapezoidal Método Probabilístico Técnica Monte Carlo Aplicación Del Método Determinístico (En Una Hoja Excel): Aplicación Del Método Probabilístico, Monte Carlo (Mediante Un Programa Computarizado Crystal Ball. ) Estimación Del Petróleo Y Gas En Sitio Métodos De Balance De Materiales Yacimientos Volumétricos De Gas Yacimientos De Gas Con Influjo De Agua Método de Colé Yacimientos De Gas Seco Y Volumétricos Yacimiento De Gas Seco Con Influjo De Agua Yacimiento De Gas Condensado Y Gas Húmedo Método Gráficos Para La Aplicación De La Ecuación De Balance De Materiales Para Yacimientos De Petróleo Negro Método De Havlena Y Odeh Método F-We versus Et Método F/Et Versus We/Et Método De Campbell Método (F-We)/(Eo+Efw) Versus Eg/(Eo+Efw) Modelos De Acuíferos Modelos De Acuíferos De Hurst-Van Everdingen Modelos De Acuíferos Por Carter-Tracy Modelos De Acuíferos De Fetkovich Estimados de Reservas de Hidrocarburos En Los Yacimientos Reservas de los Yacimientos Clasificación de las Reservas Reservas Probadas Reservas Probables Reservas Posibles Métodos para el Cálculo de Reservas Método Volumétrico Análisis de las Curvas de Declinación REFERENCIAS Autor: Ing. José S Rivera V.

21 Contenido Practica de Ingeniería de yacimientos petrolíferos CAPITULO VI ANÁLISIS DE PRUEBA DE POZO Derivación De La Ecuación De Continuidad Ecuación De Difusividad Radial Para Flujo De Gas Solución Analítica De La Ecuación De Difusividad Para Yacimientos De Gas Pruebas De Pozo Parámetros Que Se Calculan Con Las Pruebas De Pozo Tipos De Pruebas De Pozo Pruebas de inyectividad (Fall-Off) Prueba Multi-tasa (Multirate test) Prueba Isócronal (análisis de Deliberabilidad) Prueba de Declinación de Presión (Drawdown) Pruebas De Interferencia Pruebas de Restauración de Presión (Build up test) Usos De Medidas De Presión En Ingeniería De Petróleo Prueba De Restauración Ideal Prueba de Restauración Real Recomendación Para Una Prueba Ideal Comportamiento Cualitativo De Los Campos De Prueba Efectos y Duración del Periodo Post Flujo Determinación de la Permeabilidad Procedimiento Para Calcular La Permeabilidad (Método Horner Modificado Por Cobbs- Smith) Daño Y Estimulación De Los Pozos Interpretación Del Factor De Daño S Estimación Del Radio Efectivo Del Pozo Calculo De Las Caídas Adicionales De Presión En Las Inmediaciones Del Pozo Calculo de la Eficiencia De Flujo Efectos de intervalos perforados de forma incompleta Nivel De Presión En La Formación Circundante Presión Original Del Yacimiento Presión Estática De La Zona De Drenaje Prueba De Límites De Yacimiento Pruebas Modernas De Restauración De Presión Y De Flujo Factores Que Influencian Una Prueba De Flujo Periodo De Flujo Semi-Continuo, Prueba Limite Análisis Moderno Grafico De La Derivada Análisis De Restauración De Presión Con La Curva De La Derivada Calculo De La Derivada Estimación De Doble Porosidad Usando Las Curvas De La Derivada Diagnostico De Las Curvas De Evaluación REFERENCIAS Autor: Ing. José S Rivera V.

22 Contenido Practica de Ingeniería de yacimientos petrolíferos CAPITULO VII Concepto De Desplazamiento Del Petróleo Distribución De Saturación En Las Diferentes Etapas De Desplazamiento Con Agua Ecuación De Flujo Fraccional Formula De La Tasa De Avance Frontal Concepto De Zona De Estabilización REFERENCIA CAPITULO VIII COMPORTAMIENTO DE LOS POZOS DE PETROLEO Curvas Declinación de Producción Métodos Utilizados Para el Análisis: Método Gráfico Método Estadístico Método de la Curva Tipo Curvas Declinación Hiperbólica Curva de Declinación Armónica Factores que Afectan las Curvas de Declinación Estimación de Reservas con las Curvas de Declinación REFERENCIAS CAPITULO IX Optimización Del Desplazamiento Con Agua Control De La Relación De Movilidad Agua Petróleo Criterios Básicos Para Proyectos De Polímeros Características Operacional De Los Polímeros diseño de un tratamiento de polímero en un proyecto de inyección de agua Optimización De Recobro En Campos De Gas Gas Atrapado En Medios Porosos Incremento Del Recobro De Gas En Yacimientos Con Desplazamiento Por Agua Producción De Gas A Altas Tasas Uso De Gas Reemplazo REFERENCIAS Autor: Ing. José S Rivera V.

23 Capítulo X Recuperación mejorada de Petróleo CAPITULO X RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETROLEO INTRODUCCIÓN Definición Del Proceso De Recobro Mejorado Inyección De Álcalis Surfactante Y Polímero Aplicación De ASP Inyección De Álcalis Inyección Alterna De Agua Y Gas (WAG) Recobro Mejorado por Microorganismos (MEOR) Recobro Mejorado por Gases Miscibles Desplazamiento Miscible Con Gas Primer Contacto Miscible: Desplazamiento Por Gas Vaporizado: Desplazamiento Por Gas Condensado: Recobro Mejorado por Inyección de Vapor Inyección Cíclica Inyección Continua de Vapor Inyección por Combustión Calentamiento Por Energía Eléctrica Calentamiento Eléctrico En Un Solo Pozo: Calentamiento Eléctrico Inter. Pozo Múltiple MISCELANEOS Sistemas Gelificantes Ventajas Inyección de Emulsiones REFERENCIAS Ing. José S Rivera V 400

24 Capítulo XI Introducción a la Simulación CAPITULO XI Introducción a la Simulación Simulación Numérica de Yacimientos Tipos De Simuladores Numéricos Simulador de dos Dimensiones de Flujo Multi-Fásico Los Datos Básicos Utilizados En Este Modelo Son: Simulador De Tridimensional De Flujo Multi-Fásico Figura Representación de un yacimiento de Área Pequeño Ventajas del Simulador De Tridimensional De Flujo Multi-Fásico Simulador De Dos Dimensiones conificaciòn De Tres Fases Simulador De Dos Dimensiones Una Fase En Pozos De Gas Simulador De Dos Dimensiones De Flujo Multi-Fásico Simulador Composicional Multi-Dimensional, Multi-Componente Utilidad De Un Simulador Fases de la Simulación de Yacimientos Recolección de datos Diseño del Mallado del Yacimiento Montaje e Inicialización del Modelo de Simulación Cotejo Histórico Predicción Análisis de Resultados Análisis de un Yacimiento para Operaciones de Inyección Recolección de Datos y Pruebas Tipo de Inyección Características de Roca y Fluido Disponibilidad de Fluidos para Inyección Predicción Economía Inyección de Agua Aspectos Positivos Aspectos Negativos Inyección de Gas (Inmiscible) Inyección de Gas a Alta Presión (Miscible) Inyección de Gas Enriquecido Inyección de Nitrógeno Inyección de Dióxido de Carbono (CO2) REFERENCIAS Autor: Ing. José S Rivera V 434

25 Capítulo I Propiedades de las Rocas PROPIEDADES DE LAS ROCAS Autor: Ing. José S Rivera V. 1

26 Capítulo I Propiedades de las Rocas CAPITULO I...2 PROPIEDADES DE LAS ROCAS...2 Características de las Rocas de los Yacimientos: Propiedades Físicas De Las Rocas De Acumulación Porosidad (φ)...4 Porosidad Absoluta...5 Porosidad Efectiva...5 Determinación De La Porosidad Efectiva...5 Porosimetro de Boyle...12 Porosimetro Ruska...14 Método de expansión del gas obtenido en los poros...15 Método de Inyección de Mercurio...16 Método de Pérdida de Peso Método de Saturación de la Muestra de un Líquido...20 Método Aditivo de Saturaciones de Fluidos Determinación de Porosidad en Muestras Grandes Determinación de la Porosidad Absoluta Factores Geológicos Que Afectan La Porosidad...23 Porosidad Primaria...23 Porosidad Secundaria...24 Porosidad de las Areniscas...24 Consolidación (compactación)...25 Cementación...25 Proceso de Re-Cristalización Porosidad de las Calizas...27 Las calizas con Porosidad Cretácea...30 Las Calizas con Porosidad Granular-Sacaroidal RESUMEN DE DEFINICIONES...31 BIBLIOGRAFIA SELECTA SOBRE LA POROSIDAD DE LAS ROCAS...33 REFERENCIAS...35 Autor: Ing. José S Rivera V. 2

27 Capítulo I Propiedades de las Rocas CAPITULO I PROPIEDADES DE LAS ROCAS Características de las Rocas de los Yacimientos: Para que los hidrocarburos permanezcan dentro de los yacimientos, las capas o estratos subyacentes que lo cobren, deben ser impermeables. De igual manera, los lados tienen que impedir la fuga de los líquidos. Ciertas condiciones fundamentales deben estar presentes para que exista un yacimiento, como son: la porosidad de la roca, que indica el porcentaje de capacidad de almacenamiento del volumen total de la roca; el volumen total yacimiento que se estima tomando en consideración su espesor promedio y extensión; la cantidad de hidrocarburos en sitio, dada por el porcentaje de saturación, o sea el porcentaje del volumen que forman los poros y que esta ocupado por los hidrocarburos. Estos factores básicos sirven para estimar el aspecto volumétrico del yacimiento. Para complementar la apreciación volumétrica en sitio, es muy importante determinar y aplicar el factor de recuperación, que presenta el porcentaje estimado de petróleo que podrá producirse durante la etapa primaria de producción del yacimiento. Tanto este factor como, por ende, la etapa primaria de producción, están íntimamente ligados al aspecto económico del desarrollo inicial y la vida productiva subsiguiente del yacimiento. Desafortunadamente, no es posible extraer todo el petróleo en sitio del yacimiento. Sin embargo, no se escatiman esfuerzos por estudiar, investigar y aplicar métodos que conduzcan a la extracción del mayor porcentaje acumulado durante la primera y segunda etapas de vida productiva del yacimiento y, quizás, si fuese posible, hasta una tercera y cuarta etapas 2. Autor: Ing. José S Rivera V. 3

28 Capítulo I Propiedades de las Rocas Figura. 1.1 Roca Del Tipo De Arena Petrolífera. 1 (Adoptado De P.D.Krynime.) 1.0 Propiedades Físicas De Las Rocas De Acumulación Al examinar muestras pequeñas de rocas de acumulación, se pueden observar ciertas variaciones en las propiedades físicas de la roca de gran interés para el ingeniero de yacimientos, de los análisis de núcleos (corazones) o de las pruebas que se realizan estos, sino vamos a ver el significado de los términos empleados, de los métodos de análisis y de los resultados en términos del funcionamiento esperado del yacimiento. Las tres características de interés, consideradas en una roca reservorio desde el punto de vista de ingeniería de yacimientos, son: porosidad, saturaciones de petróleo, gas y agua, y permeabilidades especifica (absoluta), efectiva y relativa. Estas características se estudiaran en el orden mencionado 1. Autor: Ing. José S Rivera V. 4

29 Capítulo I Propiedades de las Rocas 1.1. Porosidad (φ) La porosidad (φ) es la característica física mas conocida de un yacimiento de petróleo. Representa los volúmenes de petróleo y/o de gas que pueden estar presentes en un yacimiento petrolífero. Todas las operaciones de producción, y recuperación adicional de los hidrocarburos, están se basa en su valor. Uno de los primeros estudios sobre porosidad de una formación petrolífera fue presentado por J. F. Carll,, y comparadas con los métodos presentes, parecieran un poco crudos. Los experimentos de Carll se realizaron con muestras de roca cuyos poros estaban un poco obstruidos con petróleo residual que había sido retenido y con muestras no saturadas bajo presión. Sin embargo, los experimentos de Carll y sus conclusiones descartaron la idea que se tenía en aquel entonces sobre la existencia de lagos y corrientes subterráneas de petróleo 1,2. La porosidad de una roca se define como la fracción del volumen total de la roca ocupada por el esqueleto mineral de la misma. En los yacimientos de petróleo, la porosidad representa el porcentaje del espacio total que puede ser ocupado por líquidos o gases. Dicha propiedad determina la capacidad de acumulación o de depósito de la arena y generalmente se expresa como porcentaje, fracción o decimal. Cualquiera que sea el método empleado para determinar la porosidad, el equipo necesario es relativamente simple. La preparación, pruebas y cálculos de porosidad son trabajos rutinarios que cualquier persona, aun sin experiencia, puede aprender rápidamente. La aplicación de los datos y la interpretación de los resultados, sin embargo, requieren el conocimiento de un técnico familiarizado con el trabajo de yacimientos. Existen dos clases de porosidad: Absoluta y Efectiva. Autor: Ing. José S Rivera V. 5

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