METODOS DE RESOLUCION DE LA ECUACION DE BALANCE DE MATERIALES

Los principales métodos de resolución de la ecuación de balance de materiales son

métodos gráficos que permiten calcular las variables desconocidas (N, m) con base en los

datos de producción, PVT, influjo de agua, partiendo de la ecuación lineal de balance de

materiales.

Entre los principales método de resolución de la EBM se encuentran:

* Método

* Método de la capa de gas

* Método del acuífero

Otros métodos más robustos y sin las limitaciones inherentes a los métodos gráficos

anteriores son:

* Método de regresión planar

* Método de Tehrani

Los métodos pioneros de balance de materiales consisten en procesos iterativos que

consisten en estimar la relación gas-petróleo y resolver la hasta que el valor calculado de

Na, coincide con el valor inicialmente supuesto de N.

Método F vs. Et

Suponiendo que se tiene un yacimiento volumétrico (We = 0), sin capa de gas (m = 0) y

con expansión despreciable de la roca y el agua connata, donde el principal mecanismo de

empuje es el gas en solución, la ecuación lineal de balance de materiales es:

F = NEo

En este caso, el vaciamiento (F) y el expansión del petróleo y gas en solución (Eo)

conocidos, por lo que al realizar un grafico de F vs. Eo se obtiene una línea recta que debe

pasar por el origen (0,0) y la pendiente es igual al petróleo original en sitio (N).

Cuando existe influjo de agua (We <> 0), la ecuación lineal de balance de materiales se

puede escribir como: F −We = NEo, y el método consiste en graficar (F −We) vs. (Eo).

Al suponer que la expansión de la roca y el agua connata no son despreciables La ecuación

lineal de balance de materiales se puede escribir como:

F −We = N [Eo + Efw], y el método consiste en graficar (F −We) vs. (Eo + Efw)

En caso que se disponga un valor estimado de la capa de gas, la ecuación lineal de balance

de materiales se puede escribir como:

F −We = N [Eo + mEg + (1 + m)Efw], y el método consiste en graficar (F −We) vs. (Eo +

mEg + (1 + m)Efw).

Este método supone que el valor de m es correcto o cercano al verdadero, al igual que los

valores de We, asíı como todas las otras suposiciones intrínsecas a la EBM.

Si el valor de m es mayor o menor que el valor verdadero de m, el grafico se desviara por

encima o por debajo, respectivamente, de la línea recta correspondiente al valor correcto

de m.

En general, el fundamento del método es graficar (F −We) en función de Et, donde Et

depende de los mecanismos de empuje activos en el yacimiento.

Método de la Capa de Gas:

Este método permite calcular simultáneamente los valores de N y m.

Graficando (F −We)/Eo en función de Eg/Eo se obtiene una línea recta cuyo intercepto con

el eje Y es N, y la pendiente es mN.

Si se tiene un yacimiento donde no existe influjo de agua, el grafico resultante es: F/Eo en

función de Eg/Eo.

Se puede observar que si no existe capa de gas, el grafico resultante seria una línea

horizontal con intercepto N.

En el caso que todos los mecanismos de empuje se encuentren activos (se incluyen todos

los términos de la EBM), el método consiste en graficar: (F − We)/(Eo + Efw) en función

de

(Eg + Efw)/(Eo + Efw).

Método del Acuífero:

Este método permite calcular N imponiendo una restricción adicional: además de mostrar

un comportamiento lineal, la pendiente de la línea recta debe ser igual a 1.

Si existen valores erróneos para el término relacionado con el influjo de agua (We), se

obtendrá un comportamiento alejado de la tendencia lineal. Específicamente, si We

asumido es demasiado grande, la tendencia es hacia abajo del comportamiento lineal; si el

We asumido es demasiado pequeño, la tendencia es hacia arriba.

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MODELOS MATEMATICOS DE INFLUJO DE AGUA

Los modelos matemáticos de influjo de agua comúnmente utilizados en la industria

petrolera son:

1. Estado estable

(a) Pot

(b) Schithuis (1936)

(c) Hurst (1943)

2. Estado inestable

(a) van Everdingen-Hurst (1949)

(b) Carter-Tracy (1960)

(c) Fetkovich (1971)

(d) Allard-Chen (1984)

POT

* El modelo Pot es el modelo mas simple que puede ser utilizado para estimar el influjo de

agua a un yacimiento

* Esta basado en la definición básica de compresibilidad

* Una caída de presión en el yacimiento debido a la producción de fluidos causa que el

agua del acuífero se expanda y fluya hacia el yacimiento

* Usualmente se utiliza para acuíferos pequeños, del mismo tamaño del yacimiento

Aplicando la definición de compresibilidad al acuífero se tiene:

donde:

El volumen de agua inicial en un acuífero

radial es:

donde:

En el caso que la influencia del acuífero no sea completamente radial, se define un factor

de forma: donde:

Balance de materiales

Al combinar la Ec. 24 con la Ec. 20 obtenemos

Debido a que las propiedades del

acuífero (cw, cf, h, da,) pueden variar de forma poco significativa, es conveniente

agrupar estas propiedades en una variable desconocida K:

SCHILTHUIS

* El comportamiento de flujo esta descrito por la Ley de Darcy

* Régimen de flujo en estado estable

La tasa de influjo de agua se puede describir aplicando la Ley de Darcy:

donde:

k: permeabilidad del acuífero [md]

h: espesor del acuífero [ft]

ra: radio del acuífero [ft]

ro: radio del yacimiento [ft]

t: tiempo [d]

C: constante de influjo de agua [bbl/d/psi]

Integrando obtenemos:

Utilizando un método de integración numérico obtenemos:

También se puede expresar como:

donde:

j: paso de tiempo

k: numero de intervalos de tiempo

HURST

* El radio “aparente” del acuífero ra se incrementa con el tiempo

* La relación adimensional ra/ro se reemplaza por una función que depende del tiempo

ra/ro = at

Sustituyendo en la Ec. 27 obtenemos:

Integrando obtenemos:

Utilizando un método de integración numérico

obtenemos:

El modelo de acuífero de estado estable de Hurst

contienen dos parámetros desconocidos: a y C. Estos parámetros se

pueden determinar a partir del comportamiento de presión e historia de influjo de agua.

Utilizando la Ec. 31 se tiene:

La Ec. 34 indica que un grafico

en función de LN t debe ser una lınea recta con pendiente 1/C y cuando t = 1 se

obtiene 1/C LN a

VAN EVERDINGEN-HURST

Van Everdingen y Hurst resolvieron la ecuación de influjo para un sistema yacimiento-

acuífero aplicando la transformada de Laplace a la ecuación de difusividad que describe el

flujo bajo condiciones transientes.

Esto conduce a la determinación del influjo de agua como función de una caída de presión

dada en el borde interno del

sistema yacimiento-acuífero.

Van Everdingen-Hurst propuso una solución a la ecuación adimensional de difusividad que

utiliza la condición de presión constante y las siguientes condiciones iniciales y de borde:

1.- Condición inicial:

2.- Condición de borde interno: 3.- Condición de borde

exterior:

· Acuıfero infinito:

· Acuıfero finito:

Adicionalmente, van Everdingen-Hurst asumieron que el acuífero estaba caracterizado

por:

Espesor uniforme

Permeabilidad constante

Porosidad constante

Compresibilidad de roca y agua constante

La solución a la Ec. 35 para un sistema yacimiento-acuífero, considerando las condiciones

de borde descritas, permite calcular el influjo de agua en forma de un parámetro

adimensional denominado influjo de agua adimensional WeD, el cual es función del tiempo

adimensional tD y el radio adimensional rD:

WeD se encuentra en forma tabular para diversas geometrías de sistema yacimiento-

acuífero

El influjo acumulado de agua se calcula de la siguiente expresión:

donde:

We: influjo de agua acumulado [bbl]

B: constante de influjo de agua (depende del modelo geométrico) [bbl/psi]

WeD: influjo de agua adimensional

El valor de tD y B se muestran a continuación:

donde:

Principio de superposición

Existe una caída de presión en el contacto agua-petróleo debido a la producción de fluidos

en un yacimiento asociado a un acuífero

El agua se expande y la caída de presión se propaga dentro del acuífero hacia el borde

exterior

Debido a que las caídas de presión ocurren en forma independiente, el agua se expande a

consecuencia de sucesivas caídas de presión

La presión promedio es:

La caída de presión es: Para calcular el influjo acumulado de

agua a un tiempo arbitrario t, el cual corresponde al paso de tiempo n, se requiere la

superposición de las soluciones de la Ec. 37:

Sumando obtenemos:

Balance de materiales

La constante del acuífero B puede ser determinado mediante la solución del método

grafico de balance de materiales.

Para ello se tiene:

Por lo que:

La solución de la ecuación lineal de balance de materiales mediante el método grafico

puede ser utilizada para determinar el valor de un parámetro desconocido del acuífero

cuando el resto de los parámetros son conocidos.

Análisis de sensibilidad

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SIMULACIÓN MONTE CARLO EN LA VALORACION DE RESERVAS RECUPERABLES DE UN YACIMIENTO

En general, se puede definir simulación como el proceso de construir un modelo lógico

matemático de un sistema o proceso de decisión, y experimentar con el modelo para

comprender el comportamiento del sistema o ayudar en la toma de decisiones. La

simulación es particularmente útil en problemas o procesos que involucran incertidumbre

o riesgos que pueden ser manejados estocásticamente.

Un modelo es inservible si no ayuda al usuario a comprender el problema. Por ello, el

punto principal en la simulación está puesto en conducir experimentos con el modelo y

analizar los resultados.

Una de las aplicaciones con mayor aceptación en la actualidad, es el modelo de Simulación

de Monte Carlo, ya que considera el riesgo y la incertidumbre como factores integrales en

los cálculos y no como factores secundarios, además de tener una importancia particular

que es la incorporación del concepto de probabilidad, lo que permite que dicha aplicación

pueda funcionar como una técnica estadística que responde a diversas preguntas mediante

la generación de rangos asociados a los posibles resultados.

Entre los usos más comunes de la simulación de Monte Carlo en el área de Exploración y

Producción, está la valoración de las reservas recuperables de un yacimiento,

pronosticando las corrientes de la producción y las ganancias para un pozo o un campo en

estudio, la evaluación de una perspectiva del proyecto de inyección de agua y la

comparación de los valores actuales netos de inversiones alternativas. En cada caso, el

usuario debe describir las distribuciones estadísticas para los parámetros de entrada, es

decir, trazar una curva que describa la probabilidad de que ocurra un valor determinado,

para cada variable ingresada.

Finalmente, la simulación de Monte Carlo es una alternativa para la estimación puntual

(determinista) y para los tres posibles escenarios que se pueden presentar en un caso de

estudio: lo menos probable, lo más probable y lo óptimo.

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LEY DE HUBBERT EN EL CALCULO DE RESERVAS

Esta ley fue formulada por el estadounidense Marion King Hubbert, geofísico y geólogo y

geofísico de profesión mientras estaba trabajando en el laboratorio de iinvestigaciones del

Grupo Shell en Houston. Con ella establece lo que ocurre en un pozo, campo o país al este

alcanzar su producción máxima o pico de petróleo, debido a la relación entre esa

producción y las reservas remanentes.

El Dr. Hubbert planteo el siguiente razonamiento: A partir del hecho básico que el petroleo

es un recurso finito, su explotación comienza en un punto cero y a medida que se

desarrolla dicho recurso su producción se elevará hasta alcanzar un punto máximo, a

partir del cual la producción comenzara a declinar. Este punto corresponderá

aproximadamente a la mitad de las reservas convencionales recuperables. Sí este proceso

se grafica contra la variable tiempo se generará una curva en forma de campana de Gauss.

A mediados de la década de los años 50, el Dr. Hubbert predijo que los Estados Unidos

alcanzaría su pico de producción en el año 1970, y así fue como ocurrió.

E.E.U.U PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO

A partir de ese momento comenzó a declinar su producción inexorablemente. Esto se

cumplió tal como lo anuncio el Dr. Hubbert a pesar de los descubrimientos posteriores de

reservas en Alaska y el Golfo de México, como se puede observar en la gráfica anterior.

Con esto quedó demostrado que si se cuenta con suficiente historia de producción, desde

el comienzo de la explotación se puede estimar cuando se alcanza la producción pico para

un determinado pozo, campo o país. Si contamos con la primera mitad de la campana de

producción, la otra mitad nos dará las reservas de petróleo que nos quedan para producir.

En el caso de los Estados Unidos en particular esto se pudo establecer con 14 años de

anticipación.

En el año de 1982 Hubbert estimó que quedaban en el planeta 2,1 billones de barriles

(1012), lo cual haría que el pico de producción del mismo se alcanzara en los años

2003/2004. Sin embargo muchos autores como Campbell y Laherrère, no han estado de

acuerdo con su predicción y han extendido el pico de producción hacia el año 2009

(FIGURA 3) e inclusive hacia el año 2026-2047 (USGS), estas últimas cifras han sido

publicadas en el Offshore Magazine.

FIGURA 3

FIGURA 4

En la grafica anterior (FIG 4) se puede observar un tendencia lineal del lado derecho

después de alcanzar el pico de producción, sin embargo esto pudiese no ser así

dependiendo de algunos factores socioeconómicos como lo son el crecimiento de la

población mundial y de su demanda energética; por ejemplo, el caso actual de países como

China e India cuyo crecimiento se ha visto en expansión y se prevee siga siendo de ese

modo al menos en las siguientes dos décadas, pudiendo de esa manera llegar a modificarse

la forma de la curva, se puede ver en la siguiente figura (FIG 5).

FIGURA 5

Igualmente en la actualidad podemos encontrar otro ejemplo de la aplicación de la Ley de

Hubbert, tal es el caso del Reino Unido el cual se estima ya ha alcanzado su pico máximo

de producción y se encuentra en descendiendo su producción. El departamento de

Comercio e Industria de ese país así lo dio a conocer hace ya más de 5 años (2003) según

el grafico a continuación (FIG 6).

FIGURA 6

De igual modo Campbell utilizo la Ley de Hubbert para definir la cantidad de crudo final a

recobrar para 22 países productores de crudo más importantes del mundo; a esta cifra la

denomino “Ultimate” y para eso presento la historia de producción real de petróleo de los

mismos y extrapolo su producción futura. El "Ultimate" lo definió como la sumatoria de la

producción acumulada real de cada país más sus reservas remanentes más la cantidad que

todavía les falta por encontrar, estimando así el petróleo convencional total que se

producirá.

Por otra parte Victor Schmidt recoge en la revista “Offshore” la influencia de la economía

en el pico de producción, al citar en ella a Douglas-Westwood mencionando en su “reporte

mundial de suministro de petróleo” que el pico de producción se alcanzará en el año 2011,

asumiendo que el crecimiento mundial se encontrara por el orden del 2%. En el caso de

que dicha economía no creciera (caso poco probable) se estima entonces que el pico se

alcanzara en el 2022.

De cualquier modo el fin de la era petrolera alcanzará un pico antes de los próximos 50

años, es por eso que numerosas revistas y economistas en el mundo entero han predicho

en años pasados lo que en la actualidad ya esta ocurriendo, “el fin del petróleo barato”,

hecho mas que comprobado con las recientes crecidas de los precios del barril de petróleo

los cuales por primera vez en la historia alcanzaron hace un par de meses la cifra histórica

de los 100 dólares, para ubicarse actualmente en los 95 dólares aproximadamente (WTI,

02/2008).

Es por esto que no habrá de pasar mucho tiempo para que el mundo comience a hablar en

mutuo acuerdo de otros recursos energéticos.

LEY DE HUBBERT APLICADA EN EL CASO DE VENEZUELA

En el caso de nuestro país es muy importante hacerse algunas preguntas cruciales en el

desarrollo de la economía actual y futura, por ejemplo ¿Ya llego Venezuela a su pico de

producción? ¿Qué tiempo faltara para que nuestro país alcance dicho pico? ¿Cuáles

campos ya han alcanzado su pico de producción? Todas estas preguntas pueden ser

respondidas teóricamente mediante la Ley de Hubbert, sin embargo se presentan algunos

problemas estadísticos cuando se quieren revisar las cifras reales de reservas de petróleo

en algunas zonas del país sujetas a extensos estudios como es el caso de la Faja Petrolífera

del Orinoco, donde en años anteriores se estimaba una cantidad determinada de reservas

y ahora han llegado a cuantificarse cifras muy superiores a las antes señaladas.

Independientemente de que tan exactas sean dichas cifras de reservas de petróleo y gas

de Venezuela es importante recordar lo que demostró el Dr. Hubbert, que la producción de

petróleo de un yacimiento o de un país siempre alcanzará un máximo y a partir de allí,

cuando se haya producido aproximadamente la mitad de las reservas, entonces dicha

producción comenzara a decrecer tendiendo a cero. Es por eso que si se logra determinar

cuando la producción comenzó ó comenzará a declinar en nuestro país, esto será una

buena medida de las verdaderas reservas remanentes.

Según Venezuela no ha alcanzado todavía su pico de producción, pero hay suficiente

historia de producción para aplicarle estrictamente la Ley de Hubbert. Sin embargo,

cuando se analiza la composición de las reservas remanentes se recuerda que de ese total,

mas de la mitad son de crudos pesados y extrapesados, (de gravedades hasta 21º API),

gran parte de esta estadística contando los crudos de la Faja Petrolífera del Orinoco. Si

solo se utilizaran las cifras de reservas de crudos medianos y livianos de nuestro país la

producción acumulada de Venezuela pudiese incluirse dentro de la Ley de Hubbert.

En general para llevar a cabo cualquier ejercicio de revisión de reservas de petróleo, se

deben tomar en cuenta algunos aspectos fundamentales como:

La actividad de exploración asociada al descubrimiento de nuevos campos y

yacimientos petrolíferos.

Las definiciones de crudo convencional y no convencional, para considerar reservas

probadas.

El Factor de Recobro (FR) determinante para estimar las cifras de reservas.

Los efectos de la inactividad creciente de pozos en el recobro de las reservas

remanentes.

Todo lo que este relacionado a las reservas no desarrolladas en aquellas áreas

agotadas en más de un 50%.

Los límites de producción por pozo y campo establecidos en los informes anuales de reservas que PDVSA debe entregar al Ministerio de Energía y Minas (MEM).

La relación entre la producción y las reservas en los efectos de planificación.

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Evaluación de Yacimientos Petrolíferos mediante registros de imágenes de Resonancia Magnética Nuclear. Herramienta MRIL.

Las herramientas de perfilaje de resonancia magnética nuclear por pulsos (RMN) ha sido

recibida en la última década con gran satisfacción por su capacidad de resolver problemas

difíciles en la evaluación de las formaciones. Las compañías de servicios continúan

realizando importantes inversiones en tareas de investigación tendientes a perfeccionar

las mediciones de RMN. El resultado de estos esfuerzos se refleja en las continuas mejoras

introducidas a la herramienta y las nuevas aplicaciones para la misma.

Con la introducción de técnicas de pulsación a mayor frecuencia, a mediados de la década

del 90, se ampliaron las posibilidades de estas herramientas con respecto a la

caracterización de la movilidad de los fluidos en el yacimiento y recientemente, se han

obtenido extraordinarios adelantos en las posibilidades de adquisición de datos, lo cual

representa un significativo aumento en las velocidades de adquisición de registros.

Una ventaja fundamental que presenta la última generación de herramientas de RMN, es

su capacidad de proporcionar un espectro más amplio de información acerca de los

yacimientos. Los datos de RMN permiten responder muchas preguntas claves a casi todos

los profesionales relacionados con la exploración y producción, incluyendo los ingenieros

de yacimiento, los ingenieros de producción y los geólogos. Por ejemplo, los ingenieros de

producción ahora utilizan las mediciones de RMN para diseñar los tratamientos de

estimulación de yacimientos por fracturación hidráulica. Los ingenieros de yacimiento,

evalúan las cualidades de la roca con datos de RMN de alta resolución, para localizar

barreras de permeabilidad vertical y mejorar el manejo de la producción. Los geólogos

adquieren un mejor conocimiento de la geometría del poro, para el análisis depositacional

a partir de las distribuciones del tiempo de decaimiento.

La caracterización de los hidrocarburos también se ha perfeccionado gracias a la

interpretación de registros de RMN, combinados con otras mediciones. En definitiva, se

obtiene una evaluación más precisa de la producibilidad del yacimiento.

Nuevos avances en las herramientas

La herramienta Combinable de Resonancia Magnética CMR, introducida por

Schlumberger en 1995, se opera apoyada contra las paredes del pozo por medio de un eje

descentralizador. Una antena corta direccional, ubicada entre dos imanes optimizados,

enfoca la medición de la herramienta CMR en una zona vertical de 6 pulgadas y hasta 1.1

pulgadas dentro de la formación. Estas características y los adelantos electrónicos

incorporados en la herramienta que mejoran la relación señal-ruido en la secuencia de

adquisición de datos, permiten obtener un alto grado de precisión en las mediciones de la

formación con gran resolución vertical.

La posibilidad de obtener mediciones de RMN de alta precisión en forma rápida, hace que

los ingenieros perciban la producibilidad de los pozos desde otra perspectiva. Por ejemplo,

hay zonas que podrían haber sido consideradas improductivas, debido a la elevada

saturación de agua y la posibilidad de que produjeran agua en exceso.

La Corporación NUMAR, subsidiaria de Halliburton, desarrolló la herramienta de

Imágenes por Resonancia Magnética MRIL, que incorpora un imán largo permanente para

crear un campo estático lateral en la formación. Esta herramienta se corre en la parte

central del pozo y el volumen de medición consiste de una cápsula resonante cilíndrica y

concéntrica de 24 pulgadas de longitud y aproximadamente 0.04 pulgadas de espesor. El

diámetro promedio de la cápsula resonante es de unas 15 pulgadas y se determina por la

frecuencia de operación de la herramienta. En un pozo de 10 pulgadas puede alcanzar una

profundidad de investigación de 2.5 pulgadas.

Cuando se cuenta con una elevada profundidad de investigación, es posible reducir la

sensibilidad a la rugosidad en muchos huecos. La última versión de la herramienta de

NUMAR es la MRIL-Prime, que incorpora mejoras que permiten aumentar la velocidad y la

eficiencia del perfilaje.

Está equipada con imanes prepolarizadores de 3 pies ubicados por encima y por debajo de

la antena, lo cual permite registrar hacia arriba y hacia abajo, y ofrece una capacidad de

medición con multicápsulas de nueve frecuencias. Cada cápsula de medición se puede

programar con una secuencia de pulsación diferente, y la medición se puede alternar entre

las distintas cápsulas a través del cambio de frecuencia. La variación total en la

profundidad de investigación de las nueve cápsulas, es de aproximadamente 1 pulgada. La

operación multifrecuencia permite realizar una medición de la porosidad total y adquirir

datos multiparámetros con diferentes secuencias de pulsado en cada cápsula.

Herramienta MRIL

1 El servicio MRIL proporciona una medida directa de la porosidad total del yacimiento

mientras perfora.

2 El registro T1 de esta medida permite la disección de los fluidos del poro en fluidos

movibles y agua asociada con arcillas y capilaridad, proporcionando también indicaciones

de la permeabilidad del yacimiento así como también ayuda a distinguir los tipos de

hidrocarburos.

3 La velocidad o tasa de decaimiento de la señal se denomina tiempo de relajación

transversal, T2, y es la segunda medición clave de RMN, por que depende del ambiente en

el que se encuentra el fluido, es decir, de la distribución de tamaño de poros. La variable

T2 es la constante de tiempo que caracteriza el decaimiento de la componente transversal

de la magnetización. Depende de tres factores: la relajación intrínseca del fluido; la

relajación superficial, que es un efecto ambiental; y la relajación derivada de la difusión en

un gradiente de B0, que es una combinación de efectos ambientales y de la herramienta.

Aplicaciones del servicio MRIL

1 Las principales aplicaciones de la herramienta MRIL son en pozos exploratorios costa-

afuera de alto costo y pozos en desarrollo. En estos pozos, los avances en caracterización

de yacimiento se han logrado al determinar directamente los volúmenes de hidrocarburos,

pies netos de permeabilidad y tipo de hidrocarburo, superando así los problemas asociados

con la obtención de datos de cable y la cantidad considerable de tiempo de equipo

requerido.

2 El MRIL proporciona información importante sobre el fluido del yacimiento antes de una

invasión significativa de filtración de lodo en la perforación

3 La herramienta MRIL se puede utilizar en secuencias de litología compleja o mixta para

proporcionar medidas de porosidad que son independientes de la mineralogía.

4 Identificación en tiempo real de volúmenes de fluido irreducible y libre

5 Identificación del tipo de fluido libre: gas, aceite agua

6 Indicación de permeabilidad

7 Evaluación completa del yacimiento en pozos horizontales y de alto ángulo.

Especificaciones del sensor MRIL

Diámetro exterior de la herramienta nominal

6-3/4 pulg (con estabilizador)

Rango del tamaño de orificio

8-1/2 pulg - 10-5/8 pulg

Longitud

37 pies

(39 pies para tiempo real)

Especificación de temperatura estándar

302°F (150°C)

Presión de operación estándar

18.000 psi

Velocidad máxima de caudal

10.0000 lb masa/mín

Exactitud de porosidad

±5%

Capacidad de repetición de la porosidad

±5%

Resolución vertical

5 pies

Velocidad máxima de registro

180 pies/hora

120 pies/hora

Frecuencia de funcionamiento nominal

500 kHz

Diámetro de volumen sensitivo

14 pulg

Altura del volumen sensitivo

24 pulg

Máxima duración de viaje

200 horas

Velocidad de acceso a la memoria

3 MB/seg

Velocidad máxima giratoria

0 RPM - 180 RPM

Tipos de lodo

Todos

Uso actual de la Herramienta en Noruega

El servicio MRIL®-WD™ se utilizaba para medir la porosidad y saturación de agua en esta

formación de yeso en Noruega. Las distribuciones T1 registradas mostraron tendencias

claras y definidas en las diferentes secciones del yacimiento, confirmando que mientras

perfora, los registros T1 son en realidad alternativas viables para registros NMR de cable,

permitiendo la evaluación exacta de los tipos de fluido y porosidad. La información

obtenida de estos registros mejora la confianza en la evaluación de propiedades de un

yacimiento. Rayos gama y ROP (curva azul) se presentan en la primera pista, resistividad y

permeabilidad en lecturas a mayor profundidad y a poca profundidad (curva roja) en la

segunda pista. La porosidad de la herramienta MRIL-WD se compara favorablemente con

la densidad de MWD y la porosidad de neutrón (curvas roja y azul, respectivamente). La

parte sombreada representa fluidos movibles (amarillo), agua inmovil capilar (gris) y

microporosidad (verde), que a menudo se asocia con arcillas. La distribución T1 en la pista

de la extrema derecha, con la media logarítmica T1 en sobreposición (curva azul).

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Steam Flooding (tratamiento con vapor).

Es un proceso simple en un comienzo. El vapor es generado en la superficie e inyectado

por la cañería principal de manera que el contenido del pozo se disipe hacia cañerías

laterales y emerja a la superficie. Este método se basa en una combinación de condiciones

térmicas, reducción de la viscosidad del fluido y presión (la presión con que el fluido es

disipado hacia los conductos periféricos.). El mecanismo del desplazamiento del petróleo

es una combinación de cambios físicos interaccionantes, tales como la reducción de la

viscosidad y la destilación del vapor. un esfuerzo considerable es requerido para tratar al

agua hirviente y a los gases resultantes de la combustión del crudo procesado, que

frecuentemente contiene compuestos de nitrógeno y sulfuros.

Una segunda técnica de recuperación asistida se basa en un simple pozo de inyección y un

pozo de producción o extracción. En el primero, el se inyecta vapor permitiendo que se

transfiera calor a las proximidades del depósito, que anteriormente poseía una buena

producción el petróleo, antes que se comience a bombear. El bombeado se realiza hasta

que la producción decline debajo de un nivel aceptable, en este momento se debe repetir

el ciclo de inyección de vapor.

El tercer método de recuperación asistida requiere una ignición in-situ del deposito de

petróleo manteniendo un frente de combustión mediante la inyección de aire u oxigeno.

Muchas zonas diferentes experimentan con las reservas. Este mecanismo es complejo,

pero el frente de combustión ( y la producción de petróleo) produce una ordenada manera

de forzar fuera de él una mezcla de gases de combustión, vapor, agua caliente, y petróleo

movilizado. El proceso puede llevarse a cabo hasta que el frente de combustión se ha

extendido en un radio tan grande desde el pozo de inyección de aire, que continuar con la

inyección de aire no es más técnica o económicamente factible.

Estos, métodos de recuperación asistida implican el uso de una de las muchas técnicas que

se probaron para averiguar si eran técnicamente factibles. Ningún método de

recuperación asistida es tan general, sin embargo, estos pueden ser utilizados en cualquier

situación.

La evidencia de un origen biogenetico del petróleo resta fuerza a el análisis de los

diferentes petróleos, los cuales son grandes mezclas de hidrocarburos que contienen

compuestos del nitrógeno, azufre y oxigeno en cantidades variadas que dependen del

origen del petróleo.

Consecuencias ambientales del uso de la recuperación asistida

El uso de aditivos químicos y combustibles en los pozos petrolíferos introdujo una nueva

dimensión de consecuencias ambientales. La recuperación asistida requiere de un gran

numero de compuestos químicos en los pozos petrolíferos, los cuales en muchos casos

están en las cercanías de una zona poblada o en zonas de campos y granjas. Los problemas

ambientales llegan debido a que una gran cantidad de productos químicos, como los

detergentes, bases, polímeros orgánicos, alcoholes entre otros, deben ser almacenados y

utilizados en un área relativamente pequeña. Las nuevas reglamentaciones acerca le la

contaminación del aire, agua, y tierra, y los nuevos controles y regulaciones, son más

contemplativas que las utilizadas en caso de una técnica de recuperación primaria o

secundaria.

La polución del aire causada por el uso continuo de métodos térmicos para la recuperación

de petróleo en las cercanías de una población poseen una reglamentación especifica que

restringe las cantidades de óxidos de azufre y nitrógeno y los hidrocarburos que pueden

ser liberados. Esto tubo un gran impacto económico en los métodos térmicos de

recuperación asistida ya que el tratamiento o recuperación de los efluentes es necesario

en todos los casos.

Cuando químicos líquidos o gaseosos son inyectados bajo tierra para la recuperación, son

necesarios controles para eliminar las emisiones de vapores de los depósitos y los

bombeadores. También deben considerarse los químicos inyectados como una potencial

fuente de contaminación de el agua de las napas subterráneas que pueden tener

comunicación con el deposito de petróleo, debido a fracturas, grietas, pozos abandonados,

cementación incompleta, etc. Por lo tanto cada técnica de recuperación asistida lleva con

sigo como carga el cuidado del medio ambiente.

Inundación por polímeros

La inundación por polímeros consiste en agregar polímeros al agua subterránea, para

hacer decrecer su movilidad. El resultado es un incremento en su viscosidad y a la vez

decrece la permeabilidad de la fase acuosa que ocurre con algunos polímeros, causa una

de su baja el radio de movilidad. Esta baja incrementa la eficiencia de la inundación a

través de un aumento de la eficiencia de recuperación y una disminución de la zona de

saturación de petróleo. La irreversible saturación del petróleo no decrece hasta que la

saturación del petróleo lo haga. La mayor eficiencia en la recuperación constituye el

incentivo económico para la utilización de inundación por polímeros, generalmente, la

inundación por polímeros puede ser económicamente viable únicamente cuando el radio

de movilidad de las aguas subterráneas es grande, el reservorio es altamente heterogéneo

o una combinación de los mismos.

Los polímeros pueden ser usados en la producción de petróleo de tres maneras:

*En tratamientos en pozos cercanos para mejorar la performance de los inyectores de

agua o los bombeadores de agua, mediante el bloqueo de zonas de alta conductividad

*Como agente que puede unir zonas de alta conductividad en las profundidades del

reservorio.

*Como agente que reduce la movilidad del agua o el radio de movilidad del agua/petróleo.

El primer modo no es realmente una inundación por polímeros debido a que el verdadero

agente del petróleo no es el polímero. Realmente la mayoría de las técnicas de

recuperación asistida por polímeros están orientadas en el tercer modo.

La movilidad decrece en una inundación por polímeros por la inyección de agua que

contiene un gran peso molecular (polímero soluble en agua). Las interacciones con la

salinidad son importantes, particularmente para ciertas clases de polímeros. Virtualmente

todas las propiedades de las inundaciones químicas dependen de la concentración de iones

específicos más que de la salinidad solamente. La fase acuosa que contiene solamente

cationes divalentes (dureza) y más critica a las propiedades químicas que las mismas

concentraciones de T.D.S..

Porque del gran peso molecular (1 a 3 millones) solo una pequeña cantidad alrededor de

500g/m3 de polímero llevaran a cabo un sustancial aumento en la viscosidad del agua.

Método por solventes

Uno de los más modernos métodos para producir petróleo adicional es a través del uso de

solventes para extraer el petróleo del medio permeable. En el comienzo de la década del

60 (aquellos años locos) el interés se centro en la inyección gas de petróleo licuado en

pequeñas cantidades y luego fue desplazado por la utilización de gas seco. Este proceso se

volvió económicamente menos atractivo cuando el uso del solvente se incremento. Más

tarde en la década del 70, el interés de los métodos de recuperación asistida por solventes

resurgieron, por un incremento en el precio del petróleo y más confianza en la habilidad

para estimar la recuperación asistida durante este periodo el uso de solventes comienza a

decaer en relación al uso de dióxido de carbono y otros fluidos.

Dos fluidos que mezclados en todas proporciones dan una fase de un único fluido son

miscibles. Por esto los agentes miscibles se mezclan en todas proporciones con el aceite

para ser desplazados. Pero muchos agentes parcialmente miscibles exhiben solo

miscibilidad alrededor del crudo de petróleo en si mismo, por eso nosotros usamos la

inundación térmica de solvente. en este texto. Muchos solventes, por supuesto, serán

miscibles con crudo bajo las condiciones apropiadas, pero todos los solventes de interés

comercial son inmiscibles en fase acuosa.

Los solventes de inundación se refieren a aquellas técnicas de recuperación asistida cuya

principal función de recuperación es porque de extracción, disolución, vaporización,

solubilización, condensación, o alguna otra fase de comportamiento que cambia el

comportamiento del crudo. Estos métodos tienen otros, a veces muy importantes,

mecanismos de recuperación (reducción de la viscosidad, solubilización en gas, etc.), pero

el mecanismo primario debe ser la extracción.

Esta extracción puede ser llevada a cabo por muchos fluidos: alcoholes orgánicos, ketonas,

hidrocarburos refinados, gas de petróleo condensado, gas natural y gas licuado, dióxido de

carbono, nitrógeno, aire, entre otros