evaluaciÓn de la influencia de parÁmetros tÉrmicos …
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TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
EVALUACIOacuteN DE LA INFLUENCIA DE PARAacuteMETROS
TEacuteRMICOS EN YACIMIENTOS DE CRUDO EXTRA-
PESADOS DE LA FAJA PETROLIacuteFERA DEL ORINOCO A
TRAVES DE UNA SIMULACIOacuteN NUMEacuteRICA
Presentado ante la Ilustre
Universidad Central de Venezuela
Por el Br Lander C Elba V
Para optar al Tiacutetulo
de Ingeniero de Petroacuteleo
Caracas 2019
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
EVALUACIOacuteN DE LA INFLUENCIA DE PARAacuteMETROS
TEacuteRMICOS EN YACIMIENTOS DE CRUDO EXTRA-
PESADOS DE LA FAJA PETROLIacuteFERA DEL ORINOCO A
TRAVES DE UNA SIMULACIOacuteN NUMEacuteRICA
TUTOR ACADEacuteMICO Prof Jhon Quino
TUTOR(ES) INDUSTRIAL Msc Richard Maacuterquez
Presentado ante la Ilustre
Universidad Central de Venezuela
Por el Br Lander C Elba V
Para optar al Tiacutetulo
de Ingeniero de Petroacuteleo
Caracas 2019
iii
iv
Lander C Elba V
EVALUACIOacuteN DE LA INFLUENCIA DE PARAacuteMETROS
TEacuteRMICOS EN YACIMIENTOS DE CRUDO EXTRA-
PESADOS DE LA FAJA PETROLIacuteFERA DEL ORINOCO A
TRAVES DE UNA SIMULACIOacuteN NUMEacuteRICA
Tutor acadeacutemico Ing Jhon Quino Tutor industrial Msc Richard
Maacuterquez
Tesis Caracas UCV Facultad de Ingenieriacutea Escuela de Petroacuteleo 2019
Palabras claves Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica Conductividad teacutermica
Simulacioacuten de yacimientos Sistema integral Sistema discreto Faja
Petroliacutefera del Orinoco
Resumen Este trabajo especial de grado plantea una metodologiacutea para realizar
simulaciones que permita evaluar la influencia de los paraacutemetros teacutermicos sobre
un sistema de yacimiento caracterizado de forma discreta y continua
entendieacutendose por sistema discreto el escenario donde cada uno de los
componentes del sistema (arena agua y crudo) son estudiados por separado
mientras que el sistema continuo representa el sistema roca-fluido evaluado
como un elemento Los paraacutemetros teacutermicos estudiados son la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica y la conductividad teacutermica con datos de pruebas
experimentales de muestras crudo extra-pesado de 89 ordmAPI provenientes de la
empresa mixta Petrocarabobo de la Faja Petroliacutefera del Orinoco Este estudio
fue desarrollado en PDVSA-INTEVEP se obtuvieron los datos de los
paraacutemetros teacutermicos mediante pruebas experimentales con la metodologiacutea de la
calorimetriacutea y Resonancia Magneacutetica Nuclear por otro lado se presentan
valores obtenidos de forma teoacuterica a traveacutes de ecuaciones y literatura para los
valores de paraacutemetros teacutermicos de los fluidos Se desarrolloacute con el simulador
comercial STARSreg de la empresa CMG se realizoacute un modelo de laboratorio
Para la validacioacuten de los datos experimentales se estudiaron las ecuaciones de
conductividad teacutermica que ofrece el simulador y se seleccionoacute la que mejor se
adaptaba al estudio
v
AGRADECIMIENTOS
A Dios por ser mi guiacutea fuerza y sustento quien peleoacute mis batallas
me cubrioacute con su manto y gracia
A la Universidad Central de Venezuela (UCV) por ser la casa que
vencioacute mis sombras obligoacute a crecer intelectualmente sin dejar a un
lado mi crecimiento personal a forjar mi caraacutecter y ser una mujer
que anhela retribuir a su paiacutes la formacioacuten recibida Por tantos
hermanos ucevistas que estuvieron estaacuten y estaraacuten
A mis Tutores Industriales los Msc Richard Maacuterquez y Benigno
Hernaacutendez por dar maacutes que de conocimiento cientiacutefico su apoyo
consejos cuidados y exhortaciones fueron lo necesario para
convertirme en la profesional que anhelaba ser A mi Tutor
Acadeacutemico Jhon Quino por permitirme ser su primera Tesista
A mi familia padres hermanos tiacuteos primos y amigos que me
apoyaron en este largo proceso y celebran los frutos de la
perseverancia y el esfuerzo
El conjunto de personas admirables que hace vida en PDVSA-
INTEVEP por su trato tan grato en especial aquellas que me
auxiliaron dentro y fuera de la sala de simulacioacuten
A todos los profesores que formaron parte de mi vida acadeacutemica y
todas las personas que abrieron sus puertas y dispusieron de su
valioso tiempo para compartirlo conmigo
vi
IacuteNDICE
LISTA DE FIGURAS XI
LISTA DE TABLAS XIV
INTRODUCCIOacuteN 1
CAPIacuteTULO I 3
EL PROBLEMA 3
11 PLANTEAMIENTO DE PROBLEMA 3
12 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIOacuteN 3
121 Objetivo general 3
122 Objetivos especiacuteficos 4
13 JUSTIFICACIOacuteN DE LA INVESTIGACIOacuteN 4
14 ALCANCE DE LA INVESTIGACIOacuteN 5
15 LIMITACIONES 6
CAPIacuteTULO II MARCO TEOacuteRICO 8
21 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIOacuteN 8
22 BASES TEOacuteRICAS 11
221 Yacimiento 12
2211 Yacimientos consolidados 12
2212 Yacimientos no consolidados 12
222 Fluidos contenidos en los yacimientos 12
2221 Agua de formacioacuten 12
2222 Hidrocarburos (Crudo) 13
223 Grados API 13
224 Crudos Extra-pesados 13
225 Recuperacioacuten Teacutermica 14
2251 Clasificacioacuten de los procesos de recuperacioacuten teacutermica 15
vii
22511 Inyeccioacuten de fluidos calientes 15
22512 Recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua caliente 16
226 Propiedades petrofiacutesicas de la roca 16
2261 Porosidad (120601) 17
2262 Permeabilidad (K) 17
2263 Saturacioacuten del fluido 17
2264 Tapoacuten 18
227 Propiedades teacutermicas en los yacimientos 18
2271 Calor especiacutefico (Ce) 18
2272 Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cv) 18
2273 Difusividad teacutermica (120514) 19
2274 Conductividad teacutermica (K) 19
22741 Conductividad teacutermica del petroacuteleo 20
22742 Conductividad teacutermica del agua 20
228 Calorimetriacutea 21
229 Transferencia de calor 21
2291 Meacutetodos de transferencia de calor 22
22911 Conduccioacuten 22
22912 Radiacioacuten 22
22913 Conveccioacuten 22
2210 Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN) 23
2211 Simulacioacuten de yacimientos 23
22111 Etapas para la simulacioacuten de yacimientos 24
22112 Mecanismos de desplazamiento 25
22113 Propiedades petrofiacutesicas 26
22114 Propiedades PVT de los fluidos 26
22115 Datos de produccioacuten 27
22116 Simulador de recuperacioacuten teacutermica 28
22117 Descripcioacuten de la herramienta de simulacioacuten numeacuterica 28
221171 BUILDERreg 28
viii
221172 STARSreg 29
221173 RESULTSreg 29
2212 Sistema integral 29
2213 Sistema discreto 29
2214 Modelo integral 30
2215 Modelo discreto 30
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos 30
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total 31
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total 31
221612 Simple 32
221613 Complex 32
221614 Temper 33
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB) 33
CAPIacuteTULO III 35
AacuteREA DE ESTUDIO 35
31 DESCRIPCIOacuteN DEL AacuteREA DE ESTUDIO 35
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco 35
312 Aacuterea de Carabobo 36
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas 36
314 Estratigrafiacutea regional 37
315 Miembro Morichal 37
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas 39
CAPIacuteTULO IV 40
MARCO METODOLOacuteGICO 40
41 TIPO DE LA INVESTIGACIOacuteN 40
LA MODALIDAD DE LA INVESTIGACIOacuteN CUMPLE CON LAS CARACTERIacuteSTICAS
DEL TIPO EVALUATIVO 40
42 DISENtildeO DE LA INVESTIGACIOacuteN 40
ix
43 PROCEDIMIENTO METODOLOacuteGICO 41
431 Revisioacuten bibliograacutefica 42
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten 43
44 CARACTERIZACIOacuteN DE LOS FLUIDOS 49
45 USO DE STARSreg 55
451 Construccioacuten del mallado 55
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas 56
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca 56
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad 60
454 Seccioacuten de componentes 60
4541 Densidades 60
4542 Viscosidades de la fase liacutequida 61
4543 General 64
46 SECCIOacuteN DE ROCA-FLUIDO 65
47 SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES 66
48 SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
49 SELECCIOacuteN DE POZOS Y DATOS RECURRENTES 67
410 DATO DE SALIDA IO CONTROL 71
411 SENSIBILIDADES 71
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total 72
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas 72
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica 72
412 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO DISCRETO 73
413 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO INTEGRAL 73
414 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON MODELO INTEGRAL 73
415 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON THCONTAB CON
MODELO INTEGRAL THCONTAB 73
CAPIacuteTULO V 74
ANALISIS DE RESULTADOS 74
x
51 SENSIBILIDADES 74
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica 74
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua 75
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo 76
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca 77
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas 80
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica 82
52 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO DISCRETO 87
53 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO INTEGRAL 88
54 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON MODELO INTEGRAL 90
55 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON THCONTAB CON
MODELO INTEGRAL THCONTAB 91
CONCLUSIONES 93
RECOMENDACIONES 95
BIBLIOGRAFIacuteA 96
ANEXOS 99
xi
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 21 VISCOSIDAD DEL CRUDO VS TEMPERATURA FUENTE PUERTA (2015) 15
FIGURA 22 INYECCIONES DE AGUA CALIENTE FUENTE BRICENtildeO (2015) 16
FIGURA 23 GRAacuteFICA TASAS DE FLUIDOS EN FUNCIOacuteN DEL TIEMPO (SEPUacuteLVEDA 2005) 28
FIGURA 31 FAJA PETROLIacuteFERA DEL ORINOCO FUENTE PUERTA (2015) 35
FIGURA 32 AacuteREA DE CARABOBO Y SUS LIacuteMITES TERRITORIALES FUENTE PUERTA (2015) 36
FIGURA 33 CUENCAS PETROLIacuteFERAS DE LA REPUacuteBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA FUENTE
PUERTA (2015) 37
FIGURA 34 CONFIGURACIOacuteN ESTRUCTURAL FUENTE ARCHIVOS DE PETROINDEPENDENCIA
SA 38
FIGURA 41 FASES DE LA METODOLOGIacuteA APLICADA 42
FIGURA 42 SISTEMA PARA CONFINAMIENTO DE MUESTRAS DE ROCA NO CONSOLIDADAS
FUENTE INTEVEP SA CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS
DE VENEZUELA SA 44
FIGURA 43 PROCESO COMPLETO DE EMPAQUE DE MUESTRAS FUENTE PDVSA-INTEVEP 44
FIGURA 44 RESONADOR MARAN ULTRA DRX 2 FUENTE PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 45 INSTRUMENTO PARA LA REALIZACIOacuteN DE LA PRUEBA CALORIMEacuteTRICA FUENTE
PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 46 EQUIPO DE LIMPIEZA DE MUESTRAS DEAN-STARS A) ANTES DE LA LIMPIEZA DE
MUESTRA Y B) DURANTE LA LIMPIEZA DE MUESTRAS 48
FIGURA 47 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 35N FUENTE PDVSA-
INTEVEP 50
FIGURA 48 RETROVISCO RV 2030 MARCA HAAKE FUENTE PDVSA-INTEVEP 51
FIGURA 49 DIAGRAMA DE UN SIMULADOR FIacuteSICO DE YACIMIENTOS FUENTE INTEVEP SA
CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS DE VENEZUELA SA 52
FIGURA 410 ESQUEMA DEL PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL PARA LA DETERMINACIOacuteN DE
CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA POR EL MEacuteTODO DE ESTADO NO ESTACIONARIO
FUENTE DIacuteAZ (2014) 53
FIGURA 411 EFECTO DE LA VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA SOBRE LAS CURVAS DE
PERMEABILIDAD RELATIVA PARA MUESTRAS DEL CAMPO PETROCARABOBO 54
FIGURA 412 TRANSFORMACIOacuteN DEL AacuteREA TRANSVERSAL PARA LA CONSTRUCCIOacuteN DEL
MALLADO 56
xii
FIGURA 413 VENTANA PARA INGRESAR LOS DATOS DE COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA Y
PRESIOacuteN DE POROSIDAD DE REFERENCIA 57
FIGURA 414 VENTANA DE LAS PROPIEDADES TEacuteRMICAS 58
FIGURA 415 VENTANA DE LAS PEacuteRDIDAS DE CALOR POR LAS ROCAS ADYACENTES 58
FIGURA 416 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 4500M FUENTE
PDVSA-INTEVEP 61
FIGURA 417 VENTANA PARA INSERTAR LA DENSIDAD DE LOS FLUIDOS 61
FIGURA 418 CURVA DE LA VISCOSIDAD DEL CRUDO 64
FIGURA 419 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE COMPONENTES PARA INTRODUCIR LOS VALORES DE
REFERENCIA EN LA SUBSECCIOacuteN GENERAL 65
FIGURA 420 CURVA DE PERMEABILIDAD 66
FIGURA 421 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES SE MUESTRA EL VALOR DE
PRESIOacuteN Y PROFUNDIDAD DE REFERENCIA SUMINISTRADA AL SIMULADOR 67
FIGURA 422 VENTANA DE CONSTRAINS DEL POZO INYECTOR 68
FIGURA 423 VENTANA PARA DESCRIPCIOacuteN DEL FLUIDO DE INYECTADO 69
FIGURA 424 HISTOacuteRICO DE PRODUCCIOacuteN EMPLEADO PARA EL MODELO 70
FIGURA 425 VENTANA DE CONSTRAINS DEL PROZO PRODUCTOR 71
FIGURA 51 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL AGUA EN LA
TEMPERATURA 76
FIGURA 52 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL PETROacuteLEO EN
LA TEMPERATURA 77
FIGURA 53 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
TEMPERATURA 78
FIGURA 54 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
CAPACIDAD 79
FIGURA 55 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN EL
AVANCE DE 80
FIGURA 56 SATURACIOacuteN Y CAPACIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 57 TEMPERATURA Y CONDUCTIVIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 58 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO COMPLEX THCONTAB 84
FIGURA 59 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO
COMPLEX THCONTAB 85
xiii
FIGURA 510 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 86
FIGURA 511 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL
COMPLEX THCONTAB 87
FIGURA 512 CONTRASTE ENTRE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
Y UN MODELO DISCRETO COMPLEX CON THCONTAB 88
FIGURA 513 CONTRASTE DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO INTEGRAL COMPLEX Y
LA CONDUCTIVIDAD TOTAL Y DE LA ROCA DE UN MODELO INTEGRAL CON THCONTAB 89
FIGURA 514 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD CAPACIDAD
CALORIacuteFICA TEMPERATURA Y SATURACIOacuteN TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
CON UN MODELO INTEGRAL COMPLEX 91
FIGURA 515 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO
DISCRETO COMPLEX THCONTAB Y UN MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 92
xiv
LISTA DE TABLAS
TABLA 21 GRAVEDAD API DE LOS HIDROCARBUROS 13
TABLA 22 POROSIDAD DE LOS MINERALES DE YACIMIENTOS 17
TABLA 23 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DEL AGUA 21
TABLA 41 VALORES DE LAS DIMENSIONES DE LAS MUESTRA A ESTUDIAR 43
TABLA 42 CONDICIONES EMPLEADAS EN LA TEacuteCNICA DE RMN 45
TABLA 43 COMPOSICIOacuteN DE LA SALMUERA 50
TABLA 44 DIMENSIONES DE LA MUESTRA EN FORMA DE CILINDRO 55
TABLA 45 DIMENSIONES DE LAS CELDAS DEL MALLADO 56
TABLA 46 INFORMACIOacuteN PETROFIacuteSICA DE LA MUESTRA 56
TABLA 47 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO DISCRETO 59
TABLA 48 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO INTEGRAL 59
TABLA 49 VALORES POR DEFECTOS DEL SIMULADOR 60
TABLA 410 VISCOSIDAD DE LOS FLUIDOS CON SU RESPECTIVA TEMPERATURA 63
TABLA 411 MODIFICACIONES EN LA SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
TABLA 51 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DE STAR Y OBTENIDO EXPERIMENTALMENTE 75
TABLA 52 SENSIBILIDADES DE LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA 75
TABLA 53 VALORES DE CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE STAR Y OBTENIDO
EXPERIMENTALMENTE 82
TABLA 54 SENSIBILIDADES DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE LA ROCA 82
1
INTRODUCCIOacuteN
Debido a la merma de crudos livianos y medianos a nivel mundial y nacional
aunado a los altos costos de la energiacutea y la necesidad de restituir la reserva se
estaacute incentivando a la empresa petrolera nacional a explotar de forma eficiente
las reservas de crudos pesados y extra-pesados a un ritmo maacutes acelerado los
cuales se caracterizan seguacuten la API (American Petroleum Institute) por ser
poseedores de altas viscosidades dificultando asiacute el proceso de explotacioacuten y
extraccioacuten (PDVSA 2010)
Dadas las reservas que de estos tipos de crudos en Venezuela se presentan en la
Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se ha establecido como reto el trabajar en
mejorar e innovar en tecnologiacuteas a nivel de exploracioacuten y explotacioacuten con la
finalidad de garantizar la mayor optimizacioacuten de los recursos proteger la
integridad del yacimiento y disminuir el impacto ambiental Entre los aspectos
maacutes importantes a tener en cuenta destaca la necesidad de contar con una
correcta caracterizacioacuten del yacimiento ya que eacutesta brinda la informacioacuten
baacutesica necesaria para definir la tecnologiacutea maacutes adecuada para el proceso de
explotacioacuten del yacimiento (Doumat 2016)
En particular para el caso de los yacimientos de crudos pesados y extra-
pesados existen diversas tecnologiacuteas para su extraccioacuten y explotacioacuten de
acuerdo a un proceso de recuperacioacuten mejorada de hidrocarburos (RMH)
dentro de las cuales destacan aquellos basados en meacutetodos teacutermicos (Ferrer
2009) Para la aplicacioacuten de estos meacutetodos en particular es necesario contar con
una evaluacioacuten de las propiedades teacutermica del yacimiento la cual usualmente
poco se ejecuta pero que resulta de gran importancia ya que permite conocer
coacutemo ocurre la transferencia de calor en el sistema dadas las dificultades
presentadas principalmente por las altas viscosidades encontradas en estos tipos
2
de crudos Es por ello que la estimacioacuten de propiedades teacutermicas del
yacimiento como difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad caloriacutefica y
conductividad teacutermica debe ser realizada previo a la seleccioacuten de la tecnologiacutea
a implementar para la extraccioacuten del crudo con la finalidad de conocer su
influencia en las propiedades de interaccioacuten roca-fluido que toman vida en el
yacimiento al implementar dichas tecnologiacuteas
Los paraacutemetros teacutermicos de los yacimientos asociados a la Empresa Mixta
Petrocarabobo a considerar en este trabajo son obtenidos de las pruebas de
laboratorio empleando las teacutecnicas de Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN) y
Calorimetriacutea estos seraacuten utilizados para evaluar su impacto en la transferencia
de calor mediante una simulacioacuten numeacuterica empleando el software Starsreg de
la empresa canadiense CMG (Computer Modelling Group) Asiacute en funcioacuten a lo
anteriormente expuesto en este estudio se plantea evaluar el efecto de las
propiedades teacutermicas sobre un sistema de yacimiento de forma discreta y
continua entendieacutendose por evaluacioacuten discreta el escenario donde cada uno
de los componentes del sistema (arena agua y crudo) son estudiados por
separado mientras que el continuo representa el sistema roca-fluido evaluado
como un solo elemento
3
CAPIacuteTULO I
EL PROBLEMA
11 Planteamiento de problema
La caracterizacioacuten de los yacimientos contempla en teacuterminos generales todos
aquellos estudios previos que se realizan para conocer las propiedades del
sistema roca-fluido a fin de optimizar los consiguientes procesos y por ende
entre otros aspectos mitigar los costos durante la explotacioacuten A nivel teacutermico
los fenoacutemenos asociados a esta caracterizacioacuten son actualmente determinados
de forma empiacuterica a condiciones ideales o por teacutecnicas que finalmente soacutelo
estiman la conductividad teacutermica de las rocas razoacuten por la cual se plantea en
este trabajo evaluar la influencia de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma
discreta y continua para un yacimiento petroliacutefero de arena no consolidada y
crudo extra-pesado asociado al Bloque Carabobo de la Faja Petroliacutefera del
Orinoco bajo una metodologiacutea experimental de tipo evaluativa a traveacutes del
simulador numeacuterico CMG Starsreg
12 Objetivos de la investigacioacuten
121 Objetivo general
Evaluar el impacto de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma discreta y
continua para un yacimiento asociado a la Faja Petroliacutefera del Orinoco a traveacutes
de simulacioacuten numeacuterica
4
122 Objetivos especiacuteficos
Recopilar la informacioacuten disponible de anaacutelisis experimentales en
propiedades teacutermicas de yacimientos de la FPO asiacute como las de
propiedades baacutesicas y de interaccioacuten roca fluidos
Construir el modelo de simulacioacuten numeacuterica para representar los
fenoacutemenos teacutermicos
Evaluar los escenarios de simulacioacuten resultantes de considerar las
variables teacutermicas de forma discreta y continua
Cotejar el impacto de los fenoacutemenos teacutermicos sobre los resultados
obtenidos en las simulaciones ejecutadas para los escenarios planteados
(discreto y continuo)
13 Justificacioacuten de la investigacioacuten
En la Faja Petroliacutefera del Orinoco los pozos estaacuten asociados a crudos pesados y
extra-pesados con viscosidades altas entre 1000 y 13000 cP aproximadamente
para el crudo vivo y viscosidades de hasta maacutes de 1000000 cP para el crudo
muerto lo cual dificulta las pruebas experimentales a nivel de laboratorio
Dadas estas condiciones es necesario estudiar las tecnologiacuteas existentes que
tienen lugar en el proceso de extraccioacuten de crudo debido a las dificultades que
se presentan al desplazar un fluido de tan alta viscosidad a traveacutes del medio
poroso que constituye el yacimiento (PDVSA 2006)
La tecnologiacutea maacutes empleada para estos tipos de crudos y que ha brindado
buenos resultados es la aplicacioacuten de meacutetodos teacutermicos con el fin de disminuir
la viscosidad del petroacuteleo para facilitar su movilidad a traveacutes del medio poroso
Es por ello que surge la necesidad de profundizar en el estudio de los
fenoacutemenos teacutermicos y asiacute garantizar la eficiencia de la aplicacioacuten de energiacuteas
5
adicionales para obtener una mayor explotacioacuten y produccioacuten que beneficie los
intereses de las compantildeiacuteas petroleras generando mayores ingresos
Entre los fenoacutemenos teacutermicos maacutes relevantes que toman lugar durante estos
procesos es importante resaltar la difusividad teacutermica la cual brinda
informacioacuten de la propagacioacuten de energiacutea a traveacutes de un medio (Cengel 2011)
el calor especiacutefico que indica la cantidad de calor necesaria a aplicar para que
un cuerpo eleve su temperatura un grado la capacidad caloriacutefica que indica la
cantidad de calor necesaria para aumentar un grado centiacutegrado la temperatura
de un volumen de sustancia determinado y por uacuteltimo la conductividad teacutermica
que muestra la capacidad de un cuerpo para conducir el calor a traveacutes de eacutel
(Cengel 2011)
Debido a que la evaluacioacuten experimental de estas propiedades teacutermicas es
compleja y costosa dentro de la industria petrolera en los uacuteltimos antildeos se ha
recurrido a ecuaciones empiacutericas como las reportadas por (Seto et al 1991) en
esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis como RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten
numeacuterica con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un
sistema en el que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y
continua para a su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y
calorimetriacutea para determinar dichas propiedades teacutermicas
14 Alcance de la investigacioacuten
Evaluar los paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma continua y discreta a traveacutes
de una simulacioacuten numeacuterica de yacimiento que permita determinar el impacto
de cada una de las variables teacutermicas sobre la dinaacutemica de los fluidos en
consideracioacuten para cada una de las condiciones indicadas continua y discreta
asiacute como establecer cuaacutel de estas dos condiciones experimentales en la
6
evaluacioacuten de los paraacutemetros teacutermicos es maacutes rentable y efectivo para el estudio
de fenoacutemenos teacutermicos difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad
caloriacutefica y conductividad teacutermica
15 Limitaciones
Como una de las principales limitaciones del trabajo se presenta el posible
vencimiento de la licencia del software de simulacioacuten de yacimientos empleado
en la investigacioacuten (Starsreg de CMG) De igual manera la disponibilidad de
paraacutemetros experimentales que aporten informacioacuten de los fenoacutemenos teacutermicos
sobre sistemas de yacimientos que permitan obtener una caracterizacioacuten maacutes
amplia de la influencia de los mismos sobre los resultados de la simulacioacuten
Ademaacutes se debe tener en consideracioacuten los siguientes aspectos
Los datos de las propiedades se obtienen de pruebas de laboratorio para
crudo extra-pesados de la FPO
Los datos utilizados corresponden a resultados de experimentos a
saturacioacuten de agua irreducible (Swirr) 85 sin presencia de gas en el
sistema
Los modelos existentes en los simuladores representan correlaciones
desarrolladas con petroacuteleo convencional mientras que en este estudio se
utiliza petroacuteleo extra-pesado Tanto en las ecuaciones de mezclas de las
fases liquida y gaseosa como en la dependencia con temperatura de las
propiedades teacutermicas
La evaluacioacuten del comportamiento integral implica asignacioacuten de la
propiedad igual para todas las fases presentes mientras que la discreta
especifica los valores individuales
7
Se realiza una verificacioacuten del efecto de la variacioacuten de las propiedades
teacutermica en el comportamiento transitorio de la temperatura y la diferencia
al considerar los enfoques discreto e integral
El estudio no pretende ser riguroso ni presentar el estado del arte de las
propiedades teacutermicas involucradas en el flujo de fluidos
No se estudia el efecto de la temperatura en las curvas de permeabilidad
relativa
8
CAPIacuteTULO II MARCO TEOacuteRICO
MARCO TEOacuteRICO
21 Antecedentes de la investigacioacuten
Anand et al (1973) ldquoPredicting Thermal Conductivities of formations From
Other Know Propertiesrdquo
Obtuvieron correlaciones para la estimacioacuten de la conductividad teacutermica de
areniscas saturadas de liacutequido con un conocimiento de la conductividad de la
arenisca seca y de las propiedades del fluido que la satura
La conductividad teacutermica de la roca seca ha mostrado ser funcioacuten de la
densidad el espacio poral el tamantildeo y tipo de grano cementacioacuten y
composicioacuten mineral La conductividad teacutermica de materiales que tienen
estructura cristalina como el cuarzo decrece con el incremento de temperatura
Zierfuss y Van der Vliet realizaron estudios para arenas consolidadas donde
establecieron que la conductividad teacutermica aumentaba si la permeabilidad y la
porosidad aumentaba
Guiados por la correlacioacuten de Tikhomirov (para rocas secas) se obtuvieron una
familia de curvas descritas por la ecuacioacuten de Somerton (para las areniscas
saturadas) que toma en cuenta la variacioacuten de la temperatura Los cambios de
fase afectan la conductividad pero esto es un efecto de la saturacioacuten del fluido
en lugar de un efecto de temperatura en siacute
La compresioacuten es una fuerza opuesta a la presioacuten de poro si la presioacuten de poro
disminuye entonces gobernara la compresioacuten y aumentara la conductividad
teacutermica porque causara mayor contacto La presioacuten de poro puede estar
asociada al comportamiento del fluidos contenido en los poros y la reduccioacuten
de la presioacuten de poro puede deberse a la vaporizacioacuten de alguno de los fluidos y
9
esto puede causar la reduccioacuten de la conductividad teacutermica sin embargo esto
se atribuye a un efecto de saturacioacuten y no de presioacuten de poro en siacute
Somerton et al (1974) ldquoThermal Behavior of Uncosolidated Oil Sandsrdquo
La conductividad teacutermica de las arenas petroliacuteferas no consolidadas han sido
medidas y correlacionadas con otras propiedades fiacutesicas del sistema roca-fluido
donde se ha determinado que el fluido mojante tiene un efecto dominante en el
valor de la conductividad y ademaacutes el soacutelido con mayor porcentaje en la
composicioacuten de la roca
Explica que para las arenas consolidadas la conductividad teacutermica de la arena
saturada con salmuera es de 2 a 3 veces mayor que la conductividad teacutermica de
la arena seca Mientras que para las arenas no consolidadas las arenas saturas de
salmuera son de 6 a 8 veces la conductividad teacutermica de la arena seca
Los efectos de la variacioacuten de la temperatura en la conductividad teacutermica para
las arenas no consolidadas son relativamente pequentildeos y pueden ser evaluados
con una simple ecuacioacuten lineal igualmente los efectos de la variacioacuten de la
presioacuten La conductividad teacutermica de la roca seca es baja por el contacto entre
granos la fase mojante aumenta la conexioacuten y asiacute aumenta la conductividad
En las arenas es importante tambieacuten el efecto de la porosidad y la conductividad
de los soacutelidos aunque presenta menor importancia la conductividad tambieacuten es
afectada por el tamantildeo de granos forma y distribucioacuten permeabilidad y
resistividad eleacutectrica son los factores maacutes relacionados la conductividad
teacutermica pero solo en cuanto a otras propiedades como el tamantildeo de los poros
la forma y la tortuosidad que a su vez se relacionan con la conductividad
teacutermica
Desarrollaron un modelo matemaacutetico para predecir que la conductividad de
algunas rocas saturadas incrementa casi linealmente con el aumento de la fase
mojante y hay una gran disminucioacuten de la conductividad entre la saturacioacuten de
10
agua connata y el 100 por ciento de la saturacioacuten del fluido no mojante Chu
antildeadioacute el teacutermino de saturacioacuten en la ecuacioacuten
Maiquiza (2008) ldquoEstudio de recuperacioacuten mejorada de petroleo por
inyeccion de agua caliente en un yacimiento de crudos pesados de un campo
del oriente ecuatorianordquo
Se presenta el meacutetodo de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo por inyeccioacuten de
agua caliente ademaacutes incluye las propiedades teacutermica de las rocas y de los
fluidos y sus respectivas ecuaciones
Los mecanismos de recuperacioacuten de petroacuteleo en un yacimiento de crudos
pesados por inyeccioacuten de agua caliente se debe al mejoramiento de la movilidad
del petroacuteleo como resultado de la reduccioacuten de su viscosidad debido al
incremento de la temperatura durante el anaacutelisis del proyecto consiguioacute
mejorar la relacioacuten de movilidad de 7457 a la temperatura inicial del
yacimiento de 200ordmF a un valor de 3831 a una temperatura de 328ordmF Los
mecanismos de recuperacioacuten del crudo durante los procesos de recuperacioacuten
mejorada dependen de las propiedades que tenga el crudo es decir si se trata de
un crudo liviano pesado o extra-pesado Al mejorar la relacioacuten de movilidad
con la inyeccioacuten de agua caliente se consigue mejorar la eficiencia de
desplazamiento de 0512 a 0542 Un proceso de inyeccioacuten de agua caliente se
debe aplicar en yacimientos donde la viscosidad sea relativamente alta mayor a
50 Cp
Al realizar una comparacioacuten entre el modelo de inyeccioacuten convencional de agua
y la inyeccioacuten de agua caliente la eficiencia en la recuperacioacuten de petroacuteleo es un
poco menor del doble en la inyeccioacuten de agua caliente
Bricentildeo (2015) ldquoTransferencia de calor en los yacimientos petroleros y sus
ecuaciones de estadordquo
11
Las consideraciones generales para estudiar la transferencia de calor mediante
procesos teacutermicos son presioacuten porosidad espesor de la arena movilidad del
petroacuteleo Las propiedades teacutermicas maacutes importantes de los fluidos desde el
punto de vista teacutermico viscosidad densidad calor especiacutefico conductividad
teacutermica conductividad teacutermica de liacutequidos y gases conductividad teacutermica de
rocas capacidad caloriacutefica de rocas saturadas Trata la transferencia de calor
mediante la utilizacioacuten de calentadores de fondo (inyeccioacuten de fluidos calientes
y combustioacuten in situ) y los mecanismos de transferencia de calor en la
formacioacuten conduccioacuten y conveccioacuten
Doumat (2016) ldquoEvaluacioacuten de las propiedades teacutermicas del yacimiento no
consolidado campo Petrocarabobo de la Faja Petroliacutefera del Orinocordquo
El objetivo de este trabajo fue evaluar las propiedades teacutermicas del yacimiento
petroliacutefero no consolidado asociado del Campo Petrocarabobo de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco considerando las teacutecnicas de RMN y calorimetriacutea a fin
estudiar el comportamiento de la transferencia de calor en este yacimiento Se
realizoacute una comparacioacuten de los resultados obtenidos en un rango de temperatura
entre 50 y 200degC para el sistema de yacimiento con fluidos y para el sistema de
yacimiento sin fluidos evaluando la difusividad teacutermica el calor especiacutefico la
capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica
22 Bases teoacutericas
En las bases teoacutericas se describen principios definiciones y suposiciones que
sirven de soporte para evaluar la influencia de las propiedades teacutermicas
involucradas en el flujo de fluidos en el yacimiento mediante la transferencia de
masa (flujo de fluidos) y energiacutea al sistema (conduccioacuten de calor)
12
221 Yacimiento
Un yacimiento puede ser definido como una unidad geoloacutegica de volumen
limitado porosa y permeable capaz de contener hidrocarburos liacutequidos yo
gaseosos a traveacutes de la cual estos fluidos pueden desplazarse para ser
recuperados bajo presiones existentes o aplicadas externamente Estaacute
constituido por dos elementos fundamentales el medio recipiente y los fluidos
almacenados en ese medio Implica la correlacioacuten de dos aspectos baacutesicos para
la industria petrolera las consideraciones geoloacutegicas y las propiedades de los
fluidos contenidos en el yacimiento (Escobar 2004)
2211 Yacimientos consolidados
Son aquellos que por lo general tienen mayor cantidad de material cementante
que permite que el nivel de cohesioacuten entre los granos sea elevado es decir que
los granos esteacuten fuertemente compactados sumado al efecto de soterramiento
(Araujo 2004)
2212 Yacimientos no consolidados
Son aquellos que suelen tener poco material de matriz (material de
cementacioacuten) que mantenga unido los granos de arena y por lo general tambieacuten
se conoce con el nombre de arenas poco consolidadas constituidas por
formaciones terciarias joacutevenes (Araujo 2004)
222 Fluidos contenidos en los yacimientos
Las rocas de yacimiento contienen agua de formacioacuten petroacuteleo y gas siendo
los dos uacuteltimos fluidos compuestos orgaacutenicos (Carbono e Hidroacutegeno)
normalmente denominados hidrocarburos (Araujo 2004)
2221 Agua de formacioacuten
Es agua salada atrapada en los intersticios de los sedimentos de un yacimiento
durante su deposicioacuten Tambieacuten se conoce como agua intersticial o agua
connata El agua de formacioacuten resulta ser de 3 a 4 veces maacutes salina que el agua
de mar y contiene en promedio 35 en peso o 35000 ppm de Cloruro de
13
Sodio (NaCl) Entre los iones predominantes en las sales disueltas presentes en
las aguas de formacioacuten se encuentran Na+ K
+ Mg
++ Ca
++ Ba
++ Li
+ Cl
ndash
NO3ndash CO3
= HCO3
ndash y SO4
= (Araujo 2004)
2222 Hidrocarburos (Crudo)
Los hidrocarburos son compuestos formados por cadenas lineales o ramificadas
de carbonos unidas por enlaces de hidroacutegeno De acuerdo a las condiciones de
presioacuten y temperatura del yacimiento los hidrocarburos pueden encontrarse en
estado liacutequido o gaseoso Ademaacutes en el medio poroso de la roca el crudo
puede estar acompantildeado por trazas de oxiacutegeno nitroacutegeno azufre y ciertos
metales como el vanadio hierro niacutequel cobre entre otros (Bear 1972) Eacutestos
se clasifican en livianos medianos pesados y extra-pesados seguacuten sus dos
propiedades maacutes relevantes (densidad y gravedad degAPI) como se muestra en la
Tabla 21 (Araujo 2014)
Tabla 21 Gravedad API de los Hidrocarburos
Crudo Densidad
(gcm3)
degAPI
Extra-pesado gt 1 lt10
Pesado 10 - 092 1000 - 2230
Mediano 092 - 087 2230 - 3110
Ligero 087 - 083 3110 - 3900
Suacuteper Ligero lt 083 gt39
Fuente Araujo (2004)
223 Grados API
Es una escala de medicioacuten utilizada para hidrocarburos basaacutendose en su peso
especiacutefico es decir con relacioacuten al agua con la cual se define la calidad del
crudo (liviano mediano pesado extra-pesado) (PDVSA 2010)
224 Crudos Extra-pesados
El teacutermino se refiere a todo tipo de crudo cuya densidad medida en Gravedad
API es menor que 10degAPI es maacutes pesado que el agua y su viscosidad libre de
14
gas estaacute por debajo de los 10000 cP a temperatura de yacimiento y a presioacuten
atmosfeacuterica Posee ademaacutes un contenido aproximado de azufre de 35 y un
contenido de metales de aproximadamente 488 ppm (V Ni entre otros)
Debido a estas caracteriacutesticas el crudo extra-pesado tiene problemas de
movilidad tanto en el yacimiento como en la superficie
Tanto los crudos pesados como los extra-pesados se caracterizan entre otras
cosas por contener una elevada porcioacuten de fracciones de hidrocarburos de alto
peso molecular y tener un mayor contenido de heteroaacutetomos indeseables (S N
O entre otros)
En el oriente de Venezuela se encuentran las mayores reservas de este tipo de
crudo en el mundo depoacutesito conocido actualmente como Faja Petroliacutefera del
Orinoco En dicho depoacutesito las propiedades y calidades de los fluidos variacutean
considerablemente de norte a sur pudieacutendose encontrar hacia el norte crudos
pesados de unos 17degAPI y al sur crudos extra-pesados de hasta 4degAPI (Fiorillo
1987)
225 Recuperacioacuten Teacutermica
Proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las
acumulaciones subterraacuteneas (yacimiento) de compuestos orgaacutenicos con el
propoacutesito de producir hidrocarburos a traveacutes de los pozos
En el caso de petroacuteleos viscosos se utiliza calor para mejorar la eficiencia de
desplazamiento y su nivel de extraccioacuten La reduccioacuten de la viscosidad del
petroacuteleo que acompantildea al incremento de temperatura permite no solo que el
petroacuteleo fluya maacutes faacutecilmente sino tambieacuten resulta en una relacioacuten de movilidad
maacutes favorable durante te desplazamiento de petroacuteleo con agua (Bricentildeo 2015)
La figura 21 representa un ejemplo graacutefico de la viscosidad que puede
presentar un crudo en el yacimiento y la que adquiririacutea posteriormente al aplicar
15
alguacuten proceso teacutermico que le agregue un diferencial de temperatura extra al
yacimiento
Figura 21 Viscosidad del crudo vs Temperatura Fuente Puerta (2015)
Los beneficios obtenidos con los meacutetodos teacutermicos son la reduccioacuten de la
saturacioacuten del crudo residual a consecuencia de la expansioacuten teacutermica aumento
de la eficiencia areal por efecto de la mejora en la razoacuten movilidad destilacioacuten
con vapor y craqueo teacutermico
2251 Clasificacioacuten de los procesos de recuperacioacuten teacutermica
Los procesos teacutermicos de extraccioacuten utilizados hasta el presente se clasifican en
dos tipos aquellos que implican la inyeccioacuten de un fluido caliente en el
yacimiento y los que utilizan la generacioacuten de calor en el propio yacimiento A
estos uacuteltimos se les conoce como ldquoProcesos In Siturdquo entre los cuales cabe
mencionar el proceso de Combustioacuten In Situ Tambieacuten se pueden clasificar
como Desplazamientos Teacutermicos o Tratamientos de Estimulacioacuten Teacutermica
(Bricentildeo 2015)
22511 Inyeccioacuten de fluidos calientes
Los procesos de inyeccioacuten de fluidos calientes envuelven la inyeccioacuten de
fluidos previamente calentados en yacimientos relativamente friacuteos La variedad
de fluidos incluyen los maacutes comunes como el agua (tanto liacutequida como en
forma de vapor) y el aire hasta otros gases de combustioacuten y solventes (Bricentildeo
2015)
16
22512 Recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua caliente
La inyeccioacuten de agua caliente es un proceso teacutermico de desplazamiento es
probablemente el proceso teacutermico de recuperacioacuten maacutes simple y seguro En
algunos casos dependiendo de las caracteriacutesticas del yacimiento puede ser el
maacutes econoacutemico y ventajoso el proceso consiste en inyectar agua caliente a
traveacutes de un cierto nuacutemero de pozos y producir el petroacuteleo por otros Los pozos
de inyeccioacuten y produccioacuten se perforan en arreglos tal como en los procesos de
inyeccioacuten convencional de agua (waterflooding) o la inyeccioacuten continua de
vapor
La inyeccioacuten de agua caliente involucra el flujo de dos fases agua y petroacuteleo
En este sentido los elementos de la inyeccioacuten de agua caliente son
relativamente faacuteciles de describir ya que se trata baacutesicamente de un proceso de
desplazamiento en el cual el petroacuteleo es desplazado inmisciblemente tanto por
agua caliente como friacutea Se aplican a crudos relativamente viscosos
permitiendo asiacute mejorar las condiciones de desplazamiento desde yacimiento
hasta la superficie (Bricentildeo 2015)
Figura 22 Inyecciones de agua caliente Fuente Bricentildeo (2015)
226 Propiedades petrofiacutesicas de la roca
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la roca de yacimiento incluyen la permeabilidad y
la porosidad las cuales indican el comportamiento que puede describir la roca
al interactuar con los fluidos de yacimientos (Araujo 2004)
17
2261 Porosidad (120601)
La porosidad es una medida del espacio vaciacuteo existente entre granos dentro de
la roca expresada como una fraccioacuten (o porcentaje) del volumen total de la roca
Representa el porcentaje del volumen total de la roca que estaacute constituido por el
espacio poroso en la Tabla 22 se reportan algunos valores de porosidad de los
minerales que conforman los sistemas de yacimientos (Araujo 2004)
Tabla 22 Porosidad de los minerales de yacimientos
Material Porosidad
()
Arena 25 - 50
Limo 25 - 50
Arcilla 40 - 70
Basalto Fracturado 5 - 50
Dolomita 0 - 20
Roca Cristalizada Fracturada 0 - 10
Roca Cristalina Densa 0 - 5
Fuente Araujo (2004)
Los yacimientos con baja porosidad tienden a no ser explotables desde el punto
de vista econoacutemico siendo valores comunes de porosidad para formaciones
consolidadas entre 10 y 25 llegando hasta 50 o maacutes en arenas no
consolidadas (Araujo 2004)
2262 Permeabilidad (K)
La permeabilidad de un medio poroso es la habilidad que presenta eacuteste para
dejar pasar un fluido a traveacutes de sus poros interconectados yo red de fracturas
es decir es una caracteriacutestica de la roca Como la permeabilidad depende de la
continuidad de los poros no existe en teoriacutea una uacutenica relacioacuten entre la
porosidad absoluta de una roca y su permeabilidad (Araujo 2004)
2263 Saturacioacuten del fluido
Fraccioacuten del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes
(Araujo 2004) Se identifica Sw como saturacioacuten de agua y So saturacioacuten de
petroacuteleo
18
2264 Tapoacuten
Es una muestra de un nuacutecleo de arena no consolidada que es tomada de la
formacioacuten rocosa y que tiene forma similar a un cilindro empacada de tal
manera facilitando asiacute su manipulacioacuten y permitiendo el anaacutelisis experimental
de la misma (Araujo 2004)
227 Propiedades teacutermicas en los yacimientos
Las propiedades teacutermicas son de gran importancia debido a que son una parte
fundamental en el estudio de transporte de energiacutea en forma de calor en
sistemas roca-fluidos aplicado en la prediccioacuten de la explotacioacuten de
yacimientos petroliacuteferos Las propiedades maacutes importantes son las que se
describen a continuacioacuten
2271 Calor especiacutefico (Ce)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a una unidad por masa para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de correlaciones
o encontrarse tabulada Chevertenkov et al (2013) Su unidad de medida es
energiacutea en forma de calor entre unidad de masa por temperatura en escala de
laboratorio las unidades son JKg degC Se calcula con la siguiente ecuacioacuten
119862119890 = ((119872119907119888lowast119862119890119907119888)+(119872119905lowast119862119890119905lowast119879119894119905)))
119872119904lowast(119879119904minus119879119890) (Ec1)
Donde
Ce calor especiacutefico (JKg degC) Mvc masa del vaso calorimeacutetrico (Kg) Cevc
calor especiacutefico del vaso calorimeacutetrico (JKg degC) Mt masa del termoacutemetro
(Kg) Cet calor especiacutefico del termoacutemetro (JKg degC) Te temperatura (degC) y Ts
temperatura del soacutelido (degC)
2272 Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cv)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a la unidad de volumen para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de
correlaciones o encontrarse tabulada (Maiquiza 2008) Su unidad de medida es
19
energiacutea en forma de calor entre unidad de volumen por temperatura en escala
de laboratorio las unidades son (Jcm3degC) Su expresioacuten matemaacutetica
119862119907 = 120588 lowast 119862119890 (Ec2)
Donde
Cv capacidad caloriacutefica (Jcm3degC) ρ densidad (Kgcm3) Ce Calor especiacutefico
(JKg degC)
2273 Difusividad teacutermica (120630)
Esta determina la velocidad con la que se desplaza un frente de temperatura a
traveacutes del medio Chevertenkov et al (2013) Su unidad es medida es de aacuterea
entre tiempo a escala de laboratorio Las unidades son (m2s) Para obtener su
valor se emplea la siguiente ecuacioacuten
120572 = 119896
120588119862119890 (Ec3)
Donde
120572 difusividad teacutermica del material (m2s) K conductividad teacutermica
(JcmmindegC) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg
degC)
2274 Conductividad teacutermica (K)
Es una propiedad del material que indica la cantidad de calor transferida por
unidad de tiempo a traveacutes del material por unidad de aacuterea transversal normal un
gradiente unitario de temperatura bajo condiciones de estado estacionario y en
la ausencia de cualquier movimiento de fluido o partiacuteculas En general la
conductividad teacutermica de cualquier material variacutea con la presioacuten y la
temperatura En muchos caacutelculos de ingenieriacutea de yacimientos los valores
promedio sobre las condiciones esperadas son adecuados a menos que exista
un cambio de fase Prats (1987) Su unidad de medida es energiacutea en forma de
calor entre unidad de longitud por unidad de tiempo por temperatura en escala
20
de laboratorio las unidades son (JcmmindegC) Se calcula mediante la siguiente
operacioacuten
119870 = 120572 lowast 120588 lowast 119862119890 (Ec4)
Donde
K conductividad teacutermica (JcmmindegC) 120572 difusividad teacutermica del material
(m2s) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg degC)
22741 Conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se obtiene mediante una relacioacuten propuesta por Cragoe (ecuacioacuten 5) para
fracciones de petroacuteleos y mezclas de hidrocarburos en general
119870119900 =00677(1minus0000(119879minus32))
radicγo (Ec5)
Donde Ko conductividad teacutermica (BTUhrmiddotpiemiddotdegF) T temperatura (degF) γo
gravedad especiacutefica del petroacuteleo Posteriormente llevado a las unidades de labo-
ratorio
22742 Conductividad teacutermica del agua
Se obtiene a partir de una interpolacioacuten con los valores reportados en una
tabla en la paacutegina web de la faculta de ingenieriacutea de la Universidad de
Buenos Aires
21
Tabla 23 Valores de conductividad teacutermica del agua
228 Calorimetriacutea
La calorimetriacutea se basa en la medicioacuten del calor a traveacutes del principio en que
dos sustancias que inicialmente estaacuten a diferentes temperaturas buscaraacuten
estabilizarse teacutermicamente sin cambiar de fase o composicioacuten transfiriendo
calor dentro del sistema hasta alcanzar una temperatura de equilibrio esta se
puede realizar a traveacutes de un recipiente adiabaacutetico donde la energiacutea no puede
atravesar el sistema aunque este tipo de sistemas no existen en la realidad lo
maacutes parecido es un termo Un caloriacutemetro es una especie de olla con tapa
conserva bien el friacuteo y el calor (Fourty 2013)
Se usa la medicioacuten del calor para evaluar el calor especiacutefico (a traveacutes de la
ecuacioacuten 1) y una vez obtenido el calor especiacutefico a traveacutes de la calorimetriacutea se
puede determinar la capacidad caloriacutefica (mediante la ecuacioacuten 2) de una
sustancia soacutelida o liacutequida
229 Transferencia de calor
Es un proceso por el que se intercambia energiacutea en forma de calor entre
distintos cuerpos o entre diferentes partes de un mismo cuerpo que estaacuten a
distinta temperatura y fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a
regiones de bajas temperaturas El calor se transfiere mediante conveccioacuten
22
radiacioacuten o conduccioacuten Aunque estos tres procesos pueden tener lugar
simultaacuteneamente puede ocurrir que uno de los mecanismos predomine sobre
los otros dos (Bricentildeo 2015)
2291 Meacutetodos de transferencia de calor
Por definicioacuten calor es la energiacutea que se transfiere como resultado de una
diferencia o gradiente de temperatura Matemaacuteticamente es una cantidad
vectorial que fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a regiones de
bajas temperaturas (Maiquiza 2008) Los mecanismos baacutesicos de transferencia
de calor son
22911 Conduccioacuten
Es la transferencia de calor de una parte de un cuerpo a alta temperatura a otra
parte del mismo a menor temperatura o de un cuerpo a alta temperatura a otro
cuerpo a menor temperatura en contacto fiacutesico con eacutel La ley fiacutesica que
describe el calor por conduccioacuten se conoce como la primera Ley de Fourier
propuesta en 1822 (Bricentildeo 2015)
22912 Radiacioacuten
Es el proceso por el cual el calor es transferido por ondas electromagneacuteticas
(Bricentildeo 2015)
22913 Conveccioacuten
La transferencia de energiacutea en forma de calor se da desde una superficie hacia
un fluido (gas o liacutequido) en movimiento o del fluido en movimiento hacia la
superficie en contacto con eacutel o de una parte de fluido en movimiento a mayor
temperatura hacia otra parte del mismo fluido a menor temperatura Si el
movimiento del fluido se debe a la aplicacioacuten de alguna fuerza (bomba
abanico etc) se dice que existe conveccioacuten forzada Si el fluido se mueve por
diferencia de densidades debido a diferencias de temperaturas se dice que hay
conveccioacuten libre (Maiquiza 2008) Ejemplo flujo de agua caliente vapor que
condensa en direccioacuten del flujo
23
2210 Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN)
La RMN se basa en la respuesta de los nuacutecleos de hidroacutegeno cuando son
expuestos a un campo magneacutetico de alta homogeneidad Su principio fiacutesico
consta de un nuacutecleo de un elemento cuando es colocado bajo el efecto de un
campo magneacutetico este se puede alinear en la misma direccioacuten del campo o en
contra de eacutel diferenciaacutendose dos estados de energiacutea en donde el nivel de baja
energiacutea tambieacuten es denominado estado de equilibrio Debido a que la diferencia
entre ambos estados de equilibrio es muy pequentildea ciertas perturbaciones hacen
que los aacutetomos cambien faacutecilmente de un estado de energiacutea a otro (se crea una
situacioacuten de resonancia) emitiendo cierta cantidad de radiacioacuten en este proceso
siendo estas ondas lo que se capta en una herramienta de RMN lo cual
constituye el principio fiacutesico de su funcionamiento
El nuacutecleo de hidroacutegeno se puede considerar como una barra imantada cuyo eje
magneacutetico estaacute alineado con el eje del momento rotacional del nuacutecleo Cuando
no existe la influencia de ninguacuten campo magneacutetico los nuacutecleos estaacuten alineados
al azar El hidroacutegeno posee momento magneacutetico y es un elemento abundante
en los fluidos contenidos en el espacio poroso de las rocas Las herramientas de
RMN desarrolladas hasta ahora para la evaluacioacuten de formaciones son aplicadas
a la manipulacioacuten de nuacutecleos de hidroacutegeno el cual posee un solo protoacuten Grillo
et al (2014)
2211 Simulacioacuten de yacimientos
La simulacioacuten de yacimientos es una ciencia que combina la fiacutesica la
matemaacutetica la geologiacutea la ingenieriacutea de yacimientos y programacioacuten de
computadores para desarrollar herramientas que pronostiquen el
comportamiento de los yacimientos de hidrocarburos bajo diferentes
condiciones de operacioacuten (Sepuacutelveda 2005)
Esta ciencia es indispensable para obtener predicciones aproximadas del
desarrollo de un yacimiento Dicha necesidad nace del hecho que un proyecto
de recuperacioacuten de un campo de hidrocarburos involucra una inversioacuten de
24
cientos de millones de doacutelares y presenta varios riesgos que estaacuten asociados con
el desarrollo seleccionado y por tanto se precisa la evaluacioacuten y minimizacioacuten
de dichos riesgos Los factores que contribuyen al riesgo incluyen
Complejidad del yacimiento debido a las propiedades de
heterogeneidad y anisotropiacutea de las rocas
Variaciones regionales del flujo de fluidos y caracteriacutesticas de las
curvas de permeabilidades relativas
Complejidad del mecanismo de recobro de hidrocarburos
Aplicabilidad de otros meacutetodos predictivos limitados e inapropiados
22111 Etapas para la simulacioacuten de yacimientos
Para la creacioacuten de un modelo de simulacioacuten de yacimientos que permita
predecir el comportamiento del flujo de fluidos en el medio poroso se requiere
generar una representacioacuten del yacimiento a partir de datos geoloacutegicos
geofiacutesicos y de ingenieriacutea para crear el modelo estaacutetico Posteriormente integrar
esta informacioacuten geoloacutegica con la descripcioacuten de comportamiento
termodinaacutemico de los fluidos para estimar los voluacutemenes en sitio y finalmente
lograr aproximar el comportamiento del yacimiento a traveacutes de un modelo
dinaacutemico que permita evaluar distintos escenarios de explotacioacuten de las
reservas del yacimiento
En el modelo estaacutetico estaacute conformado por diversos sub-modelos los cuales se
trabajan por separado y luego se uniraacuten para formarlo
Modelo estructural este describe la geometriacutea del yacimiento como
fallas discontinuidad en las capas liacutemites del yacimiento
Modelo sedimentoloacutegico y estratigraacutefico caracteriacutesticas de la formacioacuten
productora liacutemites del yacimiento caracteriacutesticas del acuiacutefero ambiente
sedimentario predominante
25
Modelo petrofiacutesico contiene los datos de porosidad permeabilidad
volumen de arcilla saturacioacuten irreducible de agua y saturacioacuten de agua
movible (Sepuacutelveda 2005)
Modelo geomecaacutenico constituye una recoleccioacuten de los datos
necesarios para efectuar predicciones cuantitativas y cualitativas del
comportamiento esfuerzo-deformacioacuten de la roca yacimiento Estos
datos incluyen los esfuerzos presentes en el subsuelo la presioacuten de poro
las propiedades elaacutesticas la resistencia y la estructura de las rocas y
datos numeacutericos tales como la presencia de un intenso fracturamiento
natural (Cook 2016)
El modelo dinaacutemico se encarga de estudiar la hidraacuteulica de los fluidos
dentro del medio poroso el comportamiento de las presiones la
produccioacuten y el efecto de cada una de las variables involucradas en el
proceso permitiendo identificar el mejor escenario para la produccioacuten
eficiente del yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
Primero se identifican las condiciones iniciales y de frontera del modelo de
simulacioacuten luego se realiza una inicializacioacuten para reproducir las condiciones
originales de los fluidos presentes en el yacimiento posteriormente se ejecuta el
ajuste histoacuterico esto para comprobar la calidad del modelo una vez realizado
esto se puede llevar a cabo las respectivas predicciones del comportamiento del
modelo en el futuro (Sepuacutelveda 2005)
22112 Mecanismos de desplazamiento
Para obtener una descripcioacuten fiacutesica del yacimiento real es necesario conocer el
mecanismo de desplazamiento predominante (compresibilidad de la roca
liberacioacuten de gas en solucioacuten segregacioacuten de gas gravitacional empuje por
capa de gas y empuje hidraacuteulico) de acuerdo a esto el modelo debe representar
esta caiacuteda de presioacuten en el yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
26
22113 Propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades petrofiacutesicas se determinan en el laboratorio con pequentildeos
nuacutecleos obtenidos del yacimiento estas deben ser representativas del
yacimiento Para asegurar una mayor precisioacuten en estos datos se puede obtener
informacioacuten complementaria de estas propiedades Dicha informacioacuten la
proporcionan los registros geofiacutesicos y los anaacutelisis de prueba de presioacuten
Ademaacutes existen correlaciones numeacutericas para la obtencioacuten de estas
propiedades y pueden ser de utilidad en cuando no se tengan datos disponibles
(Sepuacutelveda 2005)
Los datos petrofiacutesicos que se necesitan para efectuar una simulacioacuten son
Porosidades
Permeabilidades
Saturaciones de agua petroacuteleo y gas
Presioacuten capilar entre diferentes interfaces
Permeabilidad relativa al agua petroacuteleo y al gas
Compresibilidad de la formacioacuten
22114 Propiedades PVT de los fluidos
Las propiedades de los fluidos son tambieacuten obtenidas en el laboratorio por
medio de muestras obtenidas de los pozos Para poder lograr una descripcioacuten
termodinaacutemica aceptable deben de realizarse tomas de muestras vaacutelidas y
representativas del fluido de yacimiento posteriormente someter las muestras a
condiciones de presioacuten volumen y temperatura que imiten las condiciones del
subsuelo para reproducir el comportamiento de los fluidos que permitan realizar
pronoacutesticos de produccioacuten durante la simulacioacuten numeacuterica (Sepuacutelveda 2005)
Las propiedades de los fluidos que generalmente se requieren en un trabajo de
simulacioacuten son
Factores de volumen del agua del petroacuteleo y del gas (Bw Bo Bg)
27
Relacioacuten de solubilidad del gas en el petroacuteleo y en el agua (Rso Rsw)
Viscosidades del agua del petroacuteleo y del gas (μw μo μg)
Compresibilidad del agua del petroacuteleo y del gas (Cw Co Cg)
Comportamiento de fases
Presioacuten de saturacioacuten
22115 Datos de produccioacuten
Cuando se trata de hacer un ajuste del modelo con la historia del yacimiento se
requieren conocer el meacutetodo de produccioacuten y la declinacioacuten de la presioacuten Estos
datos de produccioacuten que se necesitan para cada pozo se pueden desglosar en
los siguientes puntos
Flujo de petroacuteleo vs Tiempo
Flujo de gas vs Tiempo
Flujo de agua vs Tiempo
Presiones vs Tiempo
Ademaacutes es preciso contar con los iacutendices de productividad y si es el caso con
los iacutendices de inyeccioacuten de los pozos que integran el yacimiento En la praacutectica
generalmente se cuenta con un registro completo de la tasa de produccioacuten de
petroacuteleo de cada pozo pero no pasa lo mismo con los datos de produccioacuten de
gas y de agua cuya informacioacuten la mayoriacutea de las veces es limitada Por ello se
necesita que con los datos disponibles se elabore una graacutefica como la que se
presenta en la Figura 23 que permita interpolando obtener una informacioacuten
maacutes completa
28
Figura 23 Graacutefica tasas de fluidos en funcioacuten del tiempo (Sepuacutelveda 2005)
22116 Simulador de recuperacioacuten teacutermica
Este tipo de modelo se utiliza para simular el comportamiento de los
yacimientos sujetos a alguacuten proceso de recuperacioacuten mejorada por medio de
meacutetodos teacutermicos cuyo objetivo principal es proporcionar energiacutea caloriacutefica al
petroacuteleo con el fin de disminuir su viscosidad y de esta forma facilitar su flujo
hacia los pozos productores Este tipo de meacutetodos puede clasificarse en
Inyeccioacuten de fluidos calientes que pueden ser agua caliente o vapor
Combustioacuten en sitio
Calentamiento electromagneacutetico
Los simuladores que se emplean para este tipo de procesos son complejos
pues requieren el uso de correlaciones que describan las propiedades PVT de
los fluidos para n-componentes como funcioacuten de la presioacuten de la temperatura y
de la composicioacuten (Sepuacutelveda 2005)
22117 Descripcioacuten de la herramienta de simulacioacuten numeacuterica
Por sus siglas en ingleacutes ldquoComputer Modelling Grouprdquo (CMG) es una empresa
de simulacioacuten de yacimientos canadiense la cual cuenta con diferentes
softwares para la simulacioacuten de diferentes tipos de yacimientos
221171 BUILDERreg
Es el pre-procesador en 2D y 3D estaacute basada en MS-Windows que puede ser
usada para crear los datos de entrada dat (aset) para los simuladores los cuales
29
son IMEXreg GEMreg y STARSreg soportados por Builder Este cubre todas las
aacutereas de los datos de entrada en una interfaz sencilla para el usuario
incluyendo crear e importar celdas y propiedades de celda localizando pozos
importando los datos de produccioacuten o creando modelos de fluidos propiedades
roca-fluidos y condiciones iniciales A continuacioacuten se describe el empleado en
este trabajo
221172 STARSreg
Por sus siglas en ingleacutes ldquoSteam Thermal and Advanced Proceses Reservoir
Simulatorrdquo es el simulador pseudocomposicional utiliza valores-k teacutermico e
isoteacutermico quiacutemico y geomecaacutenico usados para analizar yacimientos
estimulados por quiacutemicos e ideal para modelar procesos de recuperacioacuten
avanzada que implica la inyeccioacuten de vapor solventes aire y quiacutemicos Su
cineacutetica de reaccioacuten robusta y capacidades geomecaacutenicas lo hacen el simulador
de yacimientos maacutes completo y flexible disponible en el mercado para modelar
los procesos de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo y gas
221173 RESULTSreg
Es un post-procesador donde se permite la visualizacioacuten y animacioacuten de los
resultados en 2D y 3D como graacuteficos y videos (CMG 2015)
2212 Sistema integral
Es aquel sistemas donde el valor de conductividad fue obtenido al estudiar un
tapoacuten saturado de fluidos (agua a saturacioacuten de agua residual y el resto del vo-
lumen poroso ocupado por petroacuteleo) es decir representa el sistema roca-fluido
evaluado como un elemento
2213 Sistema discreto
El escenario donde cada uno de los componentes del sistema (arena agua y
crudo) son estudiados por separado para obtener el valor de conductividad teacuter-
mica de cada elemento
30
2214 Modelo integral
Es aquel modelo que se genera en el simulador al introducir un uacutenico y mismo
valor de conductividad teacutermica para cada uno de los elementos presentes (flui-
dos y roca) Es decir la conductividades teacutermicas son iguales (Kr = Ko = Kw) y
es el valor obtenido del sistema integral
2215 Modelo discreto
Es aquel modelo que en el que se asigna el respectivo valor de conductividad
teacutermica a cada fase o elemento presente
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos
De los cuatro paraacutemetros teacutermicos propuesto para estudiar (calor
especiacutefico capacidad caloriacutefica volumeacutetrica difusividad teacutermica y
conductividad teacutermica) se realiza la introduccioacuten directa al simulador
de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y conductividad teacutermica e
indirectamente de calor especiacutefico y difusividad teacutermica ya que estos
valores son necesarios para la obtencioacuten de los paraacutemetros a introducir
El simulador solo admite el valor de capacidad caloriacutefica volumetriacutea de
la roca sin fluidos
Es importante acotar que para efecto del presente trabajo de
investigacioacuten se ha estudiado solo el caso de saturacioacuten de la muestra
con agua y petroacuteleo Por lo tanto no se hace referencia a las ecuaciones
ni keywords que representan a la fase gaseosa o soacutelida
Al realizar el estudio de RMN y calorimetriacutea para la obtencioacuten de los
paraacutemetros teacutermicos (del sistema no consolidado con fluido) la
muestra se encontraba a la saturacioacuten de agua y petroacuteleo inicial y no se
verificoacute si ocurrioacute alguna variacioacuten de la saturacioacuten del agua por efecto
del aumento de temperatura (evaporacioacuten) tampoco fue estudiado la
31
variacioacuten de los valores de paraacutemetros teacutermicos al realizar el aumento
de la saturacioacuten de agua (barrido de la prueba de desplazamiento)
consideraacutendose dicha variable en el caacutelculo de la conductividad total
del sistema
El simulador emplea las siguientes ecuaciones para el caacutelculo de
capacidad caloriacutefica total y de conductividad teacutermica total
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total
La capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total se calcula con STARSreg mediante una
ponderacioacuten (por volumen) de las capacidades caloriacuteficas de las fases presentes
en el sistema se introduce el valor de la capacidad de la roca y el valor de las
capacidades de los fluidos es calculado internamente por el simulador a partir
de los datos PVT donde calcula los calores especiacuteficos que obtiene a traveacutes de
las entalpias y lo multiplica por los valores de densidad Se calcula mediante la
siguiente ecuacioacuten
119862119907119905119900119905119886119897 = (1ndash 120593119907) middot 119862119907119903 + 120593119891 (119878119908 middot 119862119907119908 + 119878119900 middot 119862119907119900) (Ec6)
Doacutende
119862119907119903 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca 119862119907w capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica del agua 119862119907119900 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica del petroacuteleo 120593119907
corresponde a la porosidad del vaciacuteo (soacutelido maacutes fluidos) 120593119891 corresponde a la
porosidad de los fluidos (fluidos solamente)
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total
Para el caacutelculo de la conductividad teacutermica total THCONMIX existen 3
meacutetodos o ecuaciones que se utilizan para mezclar las conductividades teacutermicas
de la roca y de las fases Las opciones de mezclado afectan los valores de
conductividad teacutermica de la roca y fases A continuacioacuten se presentan las
opciones que posee el simulador para realizar este caacutelculo
32
221612 Simple
Al habilitar esta opcioacuten se pueden introducir los valores de forma integral
(asignando el mismo valor de conductividad a los elementos presentes en este
caso roca thconr agua thconw y crudo thcono) para especificar una
conductividad teacutermica constante (independiente de la porosidad saturacioacuten y
temperatura) Este escenario resulta apropiado cuando la conduccioacuten teacutermica no
aporta de manera significativa al proceso de recuperacioacuten por ej casos a
escala de campo con gradientes de temperatura modestas entre bloques
De lo contrario para el caso de los modelos discretos se asigna el respectivo
valor de conductividad de cada elemento (rocas y fases)
La ecuacioacuten de mezclado ponderada por volumen SIMPLE de la
conductividad teacutermica es
119870119898119894119909 = 120593119891(119870119908119878119908 + 119870119900119878119900) + (1 minus 120593119907)119870119903 (Ec7)
Doacutende
119870119908 conductividad teacutermica del agua 119870119900 conductividad teacutermica del petroacuteleo 119870119903
conductividad teacutermica de la roca
221613 Complex
La palabra clave COMPLEX especifica el mezclado de las conductividades
teacutermicas de la roca y las fases Al contrario que el caso Simple se requiere
especificar las respectivas propiedades teacutermicas para cada fase presente
Mezcla no lineal
Las conductividades teacutermicas se ponderan mediante uso de la correlacioacuten de
Anand (1973) El valor de la conductividad teacutermica de la mezcla de liacutequido-
roca (kLminusr) se expresa de la siguiente manera
33
kLminusr = (So ko+Sw kw)
(So+Sw)lowast
(kr
(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)028minus0757lowastlog10emptyminus0057lowastlog10(
kr(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)
(Ec8)
221614 Temper
La opcioacuten TEMPER especifica el tipo de mezclado COMPLEX con una
correccioacuten de temperatura adicional Somerton (1974) realiza una correccioacuten
por efecto de temperatura En el simulador STARSreg esta modificacioacuten se
puede realizar despueacutes de calcular el valor de la conductividad teacutermica de la
mezcla de liacutequido-roca La unidad de κ se expresa en Jm-diacutea-degK y la unidad de
temperatura es (degK)
k = kLminusr ndash17524x10minus5(TndashTr)( kLminusr ndash 119616)kLminusrminus064kLminusr(18 lowast 10minus3 middot T)minus36784lowast10minus6lowast kLminusr
(Ec9)
Donde
T valor de la temperatura respectivo a cada espacio de tiempo (degK) Tr
temperatura de referencia (degK)
Temperatura que corresponde a los siguientes datos de entrada
1 Datos de densidad liacutequida (MOLDEN MASSDEN o MOLVOL)
2 Datos de entalpiacutea de la fase liacutequida y fase gas (CPL1 CPG1 etc)
3 Capacidad de formacioacuten de calor (ROCKCP)
4 Datos de conductividad (thconr thconw thcono)
Esta opcioacuten de dependencia de temperatura se considera obsoleta y ha sido
reemplazada efectivamente por la palabra clave THCONTAB
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB)
Es una opcioacuten que se encuentra en la misma ventana donde se ingresa los
valores de conductividad de cada fase (ver la parte inferior de la figura 414) Al
habilitarla permite seleccionar si los valores de conductividad a ingresar son
isotroacutepicos o anisotroacutepicos Al seleccionar la opcioacuten conductividad isotroacutepica
34
permite especificar los valores de conductividad de roca agua petroacuteleo gas y
soacutelido (Kr Kw Ko Kg y Ks) correspondiente a cada valor de temperatura
considerando que conserva la misma magnitud en cualquier direccioacuten Al
seleccionar la opcioacuten conductividad anisotroacutepica permite ademaacutes de especificar
los valores de conductividad en las direcciones i j k de cada fase a una
respectiva temperatura se puede considerar la variacioacuten de la magnitud en las
distintas direcciones espaciales
No se puede usar las palabras claves THCONMIX TEMPER con esta
opcioacuten Si solamente hay una fila la conductividad teacutermica no variacutea con la
temperatura Las entradas de temperatura deben colocarse en orden creciente y
espaciada de manera uniforme
Al habilitar THCONTAB se especifica valores de la roca y de todos los
fluidos esto anula y reemplaza los valores especificados por las palabras claves
thconr thconw y thcono
35
CAPIacuteTULO III
AacuteREA DE ESTUDIO
31 Descripcioacuten del aacuterea de estudio
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco
La Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se encuentra localizada en el aacuterea central
de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela y se extiende entre los estados
Monagas Anzoaacutetegui y Guaacuterico a unos 450 Km de Caracas Distrito Capital de
la Repuacuteblica Como puede observarse en la figura 31 en la actualidad se
encuentra dividida en cuatro (4) aacutereas de produccioacuten denominadas Boyacaacute
Juniacuten Ayacucho y Carabobo con una extensioacuten total de 55314 Km2 (de los
cuales 11555 Km2 se encuentran bajo produccioacuten de crudo extra-pesado) y
limita al sur con el riacuteo Orinoco (Puerta 2015)
Figura 31 Faja Petroliacutefera del Orinoco Fuente Puerta (2015)
36
312 Aacuterea de Carabobo
El aacuterea correspondiente a Carabobo consiste en una franja que se extiende
desde el sureste del Estado Anzoaacutetegui cubriendo toda la parte meridional del
estado Monagas con una longitud de alrededor de 160 Km por unos 45 Km de
ancho Como puede apreciarse en la Figura 32 el aacuterea Carabobo limita al norte
con las llanuras surentildeas del estado Monagas al sur con el riacuteo Orinoco al este
con el estado Delta Amacuro y al oeste con el aacuterea Ayacucho de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco (Puerta 2015)
Figura 32 Aacuterea de Carabobo y sus liacutemites territoriales Fuente Puerta (2015)
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas
El aacuterea de Carabobo forma parte del flanco sur de la cuenca sedimentaria
oriental de
Venezuela Eacutesta es una cuenca asimeacutetrica cuyo eje mayor va en direccioacuten este-
oeste su origen se remonta al periacuteodo Paleozoico y que en los periacuteodos
siguientes fue adquiriendo su configuracioacuten actual completaacutendose desde el
Terciario hasta el presente (Puerta 2015)
La Cuenca Oriental de Venezuela constituye la segunda cuenca petroliacutefera en
importancia para el paiacutes entre las cuatro existentes y estaacute delimitada hacia el
norte por la Cordillera de la Costa al sur por el Macizo Guayaneacutes al este por la
37
plataforma del Delta del Orinoco y al oeste por el lineamiento de El Bauacutel tal y
como se puede apreciar en la figura 33
Figura 33 Cuencas Petroliacuteferas de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela Fuente Puerta
(2015)
314 Estratigrafiacutea regional
La columna estratigraacutefica de Carabobo comienza con un complejo iacutegneo-
metamoacuterfico de edad pre-caacutembrica que se constituye como Basamento Le
sigue en contacto discordante la Formacioacuten Oficina de edad Mioceno Inferior a
Medio con sus cuatros miembros como son Morichal Yabo Jobo y Piloacuten
siguiendo la Formacioacuten Freites de edad Mioceno Superior y por uacuteltimo las
Formaciones Las Piedras-Mesa que corresponden al Plioceno-Pleistoceno y que
no es posible diferenciarlas en el aacuterea (Puerta 2015)
315 Miembro Morichal
Es el maacutes profundo de todos representado por una secuencia de arenas
transgresivas cuarzosas de color marroacuten de grano medio con pobre
escogimiento poco consolidadas intercaladas con capas de lutitas y limolitas
con presencia de intervalos de carboacuten Hacia la base del intervalo existen arenas
masivas poco consolidadas asociadas a un ambiente fluvial donde pueden
encontrarse espesores importantes mientras que en la seccioacuten media y superior
38
se observan arenas intercaladas con lutitas y limolitas con presencia de
carbones que fueron depositados en un ambiente deltaico en el que los
espesores de arena son menores Hacia el este de Carabobo el miembro
Morichal se va reduciendo hasta desaparecer y acuntildearse contra el Alto de
Uverito El contacto inferior es discordante con el basamento iacutegneo-
metamoacuterfico al sur y con el Cretaacutecico al norte y concordante en el tope con el
miembro Yabo de la misma formacioacuten (Puerta 2015)
A continuacioacuten se muestra en la figura 34 la columna estratigraacutefica tipo para el
aacuterea de Carabobo presentado en profundidad y edad geoloacutegica
Figura 34 Configuracioacuten Estructural Fuente Archivos de Petroindependencia SA
En cuanto a la configuracioacuten estructural se interpreta mediante informacioacuten
siacutesmica que consiste en un suave e irregular homoclinal fallado de rumbo este-
oeste a norestesuroeste con un buzamiento general al norte-noroeste con un
aacutengulo que oscila entre 2ordm y 4ordm Fallas de tipo normal afectan principalmente al
basamento y la parte inferior de la Formacioacuten Oficina por lo que se interpreta
que eacutestas se originaron antes de la sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y
se reactivaron con cada evento tectoacutenico que ocurrioacute desde el Mioceno hasta el
presente asiacute como tambieacuten se formaron nuevas fallas que afectan uacutenicamente la
secuencia sedimentaria El fallamiento principal tiene orientacioacuten noreste-
39
suroeste y buzamientos al suroeste y sureste Tambieacuten se observan algunas
fallas de orientacioacuten noroeste-sureste esteoeste y norte-sur con buzamientos de
orientacioacuten variable Las fallas del basamento se formaron antes de la
sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y se reactivaron con cada evento
tectoacutenico que ocurrioacute al norte de Venezuela entre las placas Caribe y
Sudameacuterica desde el Mioceno al presente asiacute como tambieacuten se formaron
nuevas fallas que solo afectan a la secuencia sedimentaria El desplazamiento
vertical de las fallas que afectan el basamento y la parte inferior de la secuencia
sedimentaria variacutea de 50 a 200 pies (Puerta 2015)
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas
Los principales yacimientos del aacuterea de Carabobo corresponden a las unidades
inferior medio y superior del miembro Morichal de la Formacioacuten Oficina
dicha seccioacuten posee desde 200 hasta 1100 pies de espesor a lo largo de toda el
aacuterea Estas arenas fueron originadas de las tierras altas de Guayana al Sur del
Orinoco en donde los riacuteos que fluiacutean hacia el norte arrastraron las arenas y
fueron depositadas como una sucesioacuten de canales fluviales deltas y ambientes
marinos someros La zona maacutes profunda Morichal Inferior es un depoacutesito
fluvial de arenas que por lo general presenta una orientacioacuten Norte-Sur
Morichal Medio por su parte es una unidad de arena de origen fluvio-deltaico
que se acuntildea hacia la zona central de las aacutereas sur y noreste La unidad Superior
es una seccioacuten de arena deltaica a marino somera que predomina en las aacutereas
sur y este de Carabobo En el caso de los miembros Jobo y Piloacuten eacutestos tambieacuten
poseen acumulaciones de hidrocarburos importantes pero se consideran como
secundarias en el aacuterea de la empresa mixta (Puerta 2015)
40
CAPIacuteTULO IV
MARCO METODOLOacuteGICO
41 Tipo de la investigacioacuten
La modalidad de la investigacioacuten cumple con las caracteriacutesticas del tipo
evaluativo
Seguacuten el autor (Zapata 2013) define
ldquoProceso sistemaacutetico disentildeado intencional y teacutecnicamente de recogida de
informacioacuten valiosa vaacutelida y fiable orientado a valorar la calidad y los logros
de un programa como base para la posterior toma de decisiones de mejora tanto
del programa como del personal implicado y de modo indirecto del cuerpo
social en el que se encuentra inmersordquo
En esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten numeacuterica
con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un sistema en el
que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y continua para a
su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y calorimetriacutea
para determinar dichas propiedades teacutermicas
42 Disentildeo de la investigacioacuten
La investigacioacuten se fundamenta bajo los principios de un disentildeo experimental
Seguacuten el autor Arias (2012) define
41
ldquoEl disentildeo experimental es aquel donde el investigador manipula una variable
experimental no comprobada bajo condiciones estrictamente controladas Su
objetivo es describir de queacute modo y porque causa se produce o puede
producirse un fenoacutemeno Busca predecir el futuro elaborar pronoacutesticos que una
vez confirmados se convierten en leyes y generalizaciones tendentes a
incrementar el cuacutemulo de conocimientos pedagoacutegicos y el mejoramiento de la
accioacuten educativardquo
Entonces al realizar los distintos tipos de simulaciones con los respectivos
anaacutelisis de sensibilidad se estaacute realizando experimentos con el fin de evaluar la
influencia del fenoacutemeno fiacutesico de transferencia de calor mediante el simulador
STARSreg alimentado por los datos obtenidos de pruebas de laboratorio
utilizando mediciones de propiedades teacutermicas de un sistema continuo y
discreto para la prediccioacuten del comportamiento del yacimiento al aplicar
meacutetodos de recuperacioacuten mejorada
43 Procedimiento metodoloacutegico
El presente estudio estaacute conformado en esencia por cinco fases las cuales a su
vez se componen internamente en diferentes etapas que cumplen con funciones
vitales para alcanzar de manera eficaz el objetivo general de la investigacioacuten
En la Figura 41 es posible observar el avance del estudio de acuerdo a sus (5)
fases
42
Figura 41 Fases de la metodologiacutea aplicada
431 Revisioacuten bibliograacutefica
En esta fase se llevoacute a cabo una revisioacuten bibliograacutefica necesaria para la
compresioacuten y realizacioacuten de la investigacioacuten todo relacionado a los meacutetodos de
recuperacioacuten teacutermicos simulacioacuten numeacuterica de yacimientos y paraacutemetros
teacutermicos
El material bibliograacutefico consultado comprende publicaciones libros revistas
y manuales teacutecnicos de diversas fuentes nacionales e internacionales como
PDVSA PDVSA-INTEVEP SPE SCHLUMBERGER entre otros Trabajos
especiales de grado de universidades nacionales como la UCV LUZ y UNEF e
internacionales como la USCO y EPN tambieacuten aportaron valiosa informacioacuten
Ademaacutes fue indispensable el estudio de manuales y guiacuteas como los de
FEDUPEL para la redaccioacuten y metodologiacutea de redaccioacuten del trabajo y CMG del
cual se obtuvieron las instrucciones para el uso de la herramienta y las
ecuaciones que emplea el simulador
43
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten
A continuacioacuten se presentan los procedimientos ejecutados por (Doumat 2016)
donde se obtuvieron los datos necesarios para alimentar el simulador por ello
se presenta una explicacioacuten amplia de todo el proceso
Preparacioacuten del tapoacuten para la simulacioacuten fiacutesica
El tapoacuten fue tomado directamente de cortes de nuacutecleos pertenecientes al Campo
Petrocarabobo utilizando un cilindro metaacutelico para la toma de muestra estos
estaban a una presioacuten de yacimiento de 1400 psi Se trabajoacute con nuacutecleos
uniformes que no estuviesen agrietados ya que las grietas son consideradas
una alteracioacuten del medio poroso debido a que es un espacio donde se puede
almacenar fluido y no es natural del sistema En la Tabla 41 informacioacuten de la
muestra tomada
Tabla 41 Valores de las dimensiones de las muestra a estudiar
Profundidad
(Pies)
Longitud
(cm)
Diaacutemetro
(cm)
Aacuterea
(cm3)
3117 415 376 1110
Antes de ser sometida a las pruebas la muestra debe ser sometida a la presioacuten de
confinamiento empleando para ello un sistema coreholder (celda topes manga
de vitoacuten) como se muestra en la Figura 42 El sistema se coloca dentro de la
celda de confinamiento se antildeade agua hasta cubrirlo completamente y se
acopla la rosca superior de la celda Luego a traveacutes de la bomba de inyeccioacuten
automaacutetica (tipo jeringa modelo Teledyne Isco 500D) se comienza a
proporcionar presioacuten mediante el llenado de la celda con el fluido de
confinamiento (agua) hasta alcanzar el valor deseado (en este caso 1400 lpc) y
una vez alcanzado este valor se detiene la bomba y se retira la muestra de la
celda
44
Figura 42 Sistema para confinamiento de muestras de roca no consolidadas Fuente Intevep
SA Centro de Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
Una vez confinadas la muestra se empaqueta con material termoencogible (ya
que no ejerce influencia sobre los resultados obtenidos en las pruebas
realizadas) Para esto fue necesario cortar un pedazo del material en forma
ciliacutendrica de aproximadamente 5 cm de longitud y 4 cm de diaacutemetro el material
se adaptoacute al tapoacuten con ayuda de un soporte metaacutelico que se ajustoacute al tamantildeo de
la muestra a empaquetar (Figura 43)
Figura 43 Proceso completo de empaque de muestras Fuente PDVSA-Intevep
La dimensioacuten de este cilindro de muestra (tapoacuten) se debe ajustar al
portamuestra (coreholder o celda triaxial) del simulador fiacutesico de yacimientos
45
en el que posteriormente se realizaraacuten las etapas de desplazamiento de fluidos
(maacuteximo 70 cm de longitud por 37 cm de diaacutemetro)
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para RMN
Una vez preparados los tapones se definieron las condiciones de ensayo (T2
TAU min diff y Ns) las cuales se establecieron a partir de pruebas empleando
la teacutecnica de RMN en el equipo RMN-Maran DRX 2 (Figura 44) a fin de
obtener los valores de difusividad teacutermica del sistema en consideracioacuten
Donde
T2 Es el tiempo de relajacioacuten necesario para reorientar los protones en la
direccioacuten del campo magneacutetico perturbador (90deg-180deg)
TAU (τ) Es el tiempo secuencial necesario para el reenfoque de los protones en
el plano transversal en el que se encuentran desorientados
Miacutenimo coeficiente de difusioacuten (min diff) Es el tiempo miacutenimo requerido para
visualizar la curva de difusioacuten
Numero de barridos (Ns) Nuacutemero de veces que el equipo recorre la muestra
Tiempo de corrida (Tc) Tiempo que el equipo tarda en escanear la muestra
En la determinacioacuten de estos paraacutemetros se utilizoacute como punto de apoyo los
valores reportados por Halliburton (2001) para cada variable (ANEXO A) En
la Tabla 42 se reportan los valores de las variables que se establecieron en las
pruebas de RMN con los cuales se logroacute determinar de forma oacuteptima los
tiempos de ejecucioacuten para la metodologiacutea
Tabla 42 Condiciones empleadas en la teacutecnica de RMN
T2 (ms) TAU min Diff (m2sec x 10
9) Ns Tc (min)
100 - 500 85 025 20 141
46
Figura 44 Resonador Maran Ultra DRX 2 Fuente PDVSA-Intevep
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para calorimetriacutea
Una vez realizadas las pruebas de RMN se realizaron pruebas para definir los
demaacutes paraacutemetros teacutermicos empleando la teacutecnica de calorimetriacutea con el fin de
obtener la temperatura de equilibrio (Te) y posteriormente determinar el calor
especiacutefico y la capacidad caloriacutefica Para ejecutar esta teacutecnica se necesitoacute un
vaso teacutermico una termocupla (marca thermoline) agua destilada y el tapoacuten del
yacimiento petroliacutefero los cuales se muestran en la Figura 45
Figura 45 Instrumento para la realizacioacuten de la prueba calorimeacutetrica Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de las propiedades teacutermicas
Definidas las condiciones de ensayo para las teacutecnicas de RMN (para la
obtencioacuten directa de difusividad teacutermica) y calorimetriacutea (obtencioacuten de calor
47
especiacutefico al aplicar la ecuacioacuten 1) se estimaron los otros fenoacutemenos teacutermicos
asociado a la muestra tapoacuten capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al multiplicar el
calor especiacutefico por la densidad y la conductividad teacutermica producto de la
multiplicacioacuten de la difusividad la densidad y el calor especiacutefico Se generoacute
una ecuacioacuten por cada muestra representativa para cada propiedad teacutermica lo
que sirvioacute finalmente para interpolar cada paraacutemetro teacutermico en el rango de
temperatura estudiado (50degC ndash 200degC) saturado y no saturado de fluidos Se
observoacute una graacutefica de cada fenoacutemeno teacutermico en funcioacuten del rango de
temperatura
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados
con fluidos
Para la estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas de yacimientos
petroliacuteferos no consolidados con fluido (agua de formacioacuten y crudo pesado) se
evaluacuteo el efecto de la temperatura
Temperatura en las pruebas de evaluacioacuten teacutermica se consideroacute las
temperaturas de 50 100 120 y 200 degC Ese cambio de temperatura genera una
variacioacuten considerable en la viscosidad del crudo al igual que en las
propiedades teacutermicas de los sistemas de yacimientos
Presioacuten las pruebas ejecutadas fueron realizadas a la presioacuten atmosfeacuterica
Saturacioacuten de agua residual se trabajoacute a condicioacuten real del yacimiento con un
Swirr entre 85 garantizando la saturacioacuten de agua de formacioacuten lo maacutes
similar a la del yacimiento
Luego de obtenidos los datos se procedioacute a realizar una graacutefica en Excel de los
paraacutemetros teacutermico en del caso no consolidado asociado a Petrocarabobo
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados sin
fluidos
48
Para poder estimar las propiedades asociadas a no consolidados sin fluidos se
ejecutaron los pasos descritos anteriormente que se realizaron para la muestra
saturada pero previamente el tapoacuten fue sometido a un proceso de limpieza para
eliminar los residuos de crudo y fluidos de perforacioacuten Mediante un equipo de
extraccioacuten Soxhlet o Dean-Stark (Figura 46) Utilizando los solventes
adecuados para remover hidrocarburos y extraccioacuten de sales del agua de
formacioacuten
Figura 46 Equipo de limpieza de muestras Dean-Stars A) antes de la limpieza de muestra y B)
durante la limpieza de muestras
Despueacutes de limpiar el tapoacuten se determinaron las propiedades teacutermicas bajo estas
condiciones a fin de conocer la influencia que ejerce la composicioacuten
mineraloacutegica de la formacioacuten Se evaluacuteo el efecto de la temperatura a
condiciones de yacimiento
Determinacioacuten de la conductividad teacutermica de los fluidos
Se determinoacute con la ecuacioacuten 5 la conductividad del petroacuteleo y con la Tabla 23
la conductividad del agua
Determinacioacuten de propiedades petrofiacutesicas
49
Un paso fundamental consiste en la estimacioacuten del volumen poroso porosidad
y permeabilidad absoluta al aire empleando el equipo CMS 300 automatizado
Este sistema obtiene los valores de voluacutemenes porosos basaacutendose en la Ley de
Boyle [P][V] = constante para una presioacuten de confinamiento dada El
procedimiento consiste en ingresar al sistema la cantidad de muestras a medir
junto con las caracteriacutesticasidentificacioacuten de cada una de ellas (longitud
diaacutemetro y peso) Indicando la presioacuten a la cual se realizaraacuten las mediciones los
resultados obtenidos son volumen poroso porosidad permeabilidad al aire y
permeabilidad corregida por efecto Klinkenberg
Preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica
La preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica consistioacute en la disolucioacuten de
sales inorgaacutenicas (Bicarbonato de sodio Sulfato de Sodio Cloruro de Sodio
Cloruro de Calcio di-hidratado Cloruro de Magnesio hexa-hidratado
Carbonato de Sodio Cloruro de Potasio y Cloruro de Bario di-hitradatado) en
agua destilada Primeramente se burbujeoacute el agua destilada con dioacutexido de
carbono (CO2) para evitar la precipitacioacuten de sales Posteriormente se realiza a
una agitacioacuten constaste burbujeando Dioacutexido de Carbono para evitar la
precipitacioacuten de carbonatos evitando la perdida de condiciones oacuteptimas de
disolucioacuten (Carrero 2011)
44 Caracterizacioacuten de los fluidos
Formulacioacuten de la salmuera
Se prepararon dos litros de salmuera para los cuales fue necesaria la siguiente
cantidad de sales que se muestran en la Tabla 43 en el orden que se presentan
para que no se precipite ninguacuten compuesto
50
Tabla 43 Composicioacuten de la salmuera
Sal Cantidad (g)
NaHCO3 813
Na2SO4 001
NaCl 3107
CaCl2x2H2O 176
MgCl2x6H2O 263
Na2CO3 000
KCl 000
BaCl2x2H2O 036
Densidad del agua de formacioacuten
Para determinar la densidad del agua de formacioacuten asociada al campo
Petrocarabobo se usoacute el densiacutemetro DMA 35N Antoacuten Paar (Figura 47) la
teacutecnica consiste en introducir el agua de formacioacuten en un capilar (en este caso a
una temperatura de 80 ordmC) y de forma automaacutetica arroja el valor de la densidad
en gcm3 y la temperatura de medicioacuten en degC
Figura 47 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 35N Fuente PDVSA-Intevep
Viscosidad del crudo extra-pesado
Para determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030
(figura 48) que opera por medio de la rotacioacuten de un cilindro el cual se
sumerge en el material a analizar midiendo la resistencia de esta substancia a
una velocidad seleccionada La muestra de crudo fue integrada al sistema
51
automaacutetico de medicioacuten y el equipo realizoacute la medicioacuten de la viscosidad en un
rango de temperatura de 40 ndash 264 degC arrojando valores de viscosidad en cP
para cada valor de temperatura
Figura 48 Retrovisco RV 2030 MARCA HAAKE Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de curvas de permeabilidad relativa
Esta metodologiacutea consiste en realizar una prueba a condiciones de yacimiento
(presioacuten temperatura y velocidad de flujo) una prueba que reproduzca la
manera coacutemo se mueven los fluidos en el yacimiento de forma tal que se
puedan ajustar los paraacutemetros necesarios a fin de obtener una reproduccioacuten maacutes
real de las propiedades de interaccioacuten roca fluido presente en los yacimientos
Mediante este meacutetodo se efectuacutea el desplazamiento de los fluidos a traveacutes del
medio poroso de acuerdo al meacutetodo no estacionario (dinaacutemico) el cual
considera el desplazamiento de un fluido por otro (Araujo 2004)
Las pruebas de desplazamiento de fluidos en medio poroso se realizan en
tapones de roca real (arena) de yacimiento limpios instalados en una celda
porta-nuacutecleos tipo Hassler colocada en un horno a la temperatura de trabajo (en
este estudio 68 degC) El sistema se denomina simulador fiacutesico de yacimientos y
52
consta de una celda porta-nuacutecleos dos cilindros de tipo pistoacuten (contenedores de
fluidos agua y crudo) dos bombas de inyeccioacuten tipo jeringa (una para confinar
a presioacuten constante y otra para inyeccioacuten a tasa constante) un sistema de
transductores de presioacuten vaacutelvulas y horno para mantener todo el sistema a la
temperatura de trabajo ver Figura 49
Figura 49 Diagrama de un simulador fiacutesico de yacimientos Fuente Intevep SA Centro de
Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
El procedimiento seguido se detalla a continuacioacuten (Figura 410)
Inyeccioacuten de agua de formacioacuten hasta saturacioacuten 100 del medio poroso y
estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P1) para el caacutelculo de la permeabilidad
al agua a la temperatura de trabajo en cada caso
Etapa de drenaje primario Inyeccioacuten de petroacuteleo a tasa de flujo de referencia
constante (005 cm3min) hasta estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P2) y
se contabiliza el volumen maacuteximo de agua recuperado Se determina la
53
permeabilidad efectiva al petroacuteleo (Ko) a condicioacuten de saturacioacuten de agua
irreducible (Swi)
Etapa de imbibicioacuten Inyeccioacuten de agua de formacioacuten a tasa de flujo de
referencia constante y recoleccioacuten de voluacutemenes de fluido producido (crudo y
agua) en diferentes etapas (menor a mayor volumen) registrando en cada
oportunidad el diferencial de presioacuten correspondiente (de acuerdo al siguiente
esquema P3 P4 P5 P6 etc) Se determina la permeabilidad efectiva al agua
(Kw) a condicioacuten de saturacioacuten de petroacuteleo residual (Sor)
Figura 410 Esquema del procedimiento experimental para la determinacioacuten de curvas de
permeabilidad relativa por el meacutetodo de estado no estacionario Fuente Diacuteaz (2014)
Para la generacioacuten de las curvas de permeabilidad relativa mediante el meacutetodo
convencional se analizaron los datos obtenidos de acuerdo a la metodologiacutea de
caacutelculo denominada modelo hiacutebrido (MDC) que combina caacutelculos matemaacuteticos
que abarcan el meacutetodo JBN (comportamiento de flujo fraccional) y el uso de
correlaciones de Willie y Corey amp Asociados Maacuterquez et al (2014) tanto para
54
el proceso de drenaje como imbibicioacuten de manera de obtener las curvas de
permeabilidades relativas para cada muestra de yacimiento estudiada
Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de
permeabilidad relativa
Entre los aspectos destacables se puede resumir que adicional al efecto
principal que incide en la disminucioacuten de la viscosidad del petroacuteleo al
aumentar la temperatura se evidencioacute tambieacuten reduccioacuten de la saturacioacuten
residual de petroacuteleo (Sor) aumento de la saturacioacuten de agua irreducible (Swi)
desplazamiento del punto de cruce (Krw=Kro Sw) a valores mayores de
saturacioacuten de la fase mojante (agua) y disminucioacuten de la Ko (permeabilidad
efectiva al crudo) Figura 411
La condicioacuten de mojado inferida muestra que las arenas analizadas tienden a ser
maacutes afines por el agua a medida que la temperatura aumenta
Figura 411 Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de permeabilidad relativa
para muestras del Campo Petrocarabobo
Elaboracioacuten del modelo de simulacioacuten en Starsreg
A partir de este punto se explica una serie de procedimientos realizados para la
construccioacuten de los modelos numeacutericos para simular una prueba de
desplazamiento con agua caliente a nivel laboratorio se definieron las matrices
55
de sensibilidades donde se evaluaron los paraacutemetros teacutermicos de forma discreta
e integral
45 Uso de Starsreg
Una vez recolectado los valores petrofiacutesicos los paraacutemetros teacutermicos y
evaluados los fenoacutemenos de interaccioacuten roca fluido se procedioacute a organizar los
datos en el orden que deben ser introducidos en el simulador El simulador
numeacuterico empleado es Starsreg de CMG siendo requerido para su utilizacioacuten el
reconocimiento de su interfaz y de los datos requeridos para su ejecucioacuten asiacute
como la justificacioacuten de la realizacioacuten de las pruebas descritas y de otros
valores suministrados en campo
La herramienta Builder de CMG se empleoacute como un pre-procesador para la
construccioacuten de la malla considerando unidades de laboratorio y porosidad
singular la fecha inicial del proyecto es el 10 de octubre del 2018 hasta el 21 de
agosto y se considero un modelo de fluidos Black Oil de dos fases
451 Construccioacuten del mallado
Se escogioacute el sistema de mallado cartesiano por lo que las dimensiones
ciliacutendricas de la muestra (Tabla 44) debioacute ser convertida a una geometriacutea
cartesiana equivalente (paralelepiacutepedo) con las dimensiones que indica la Tabla
45 respetando los valores de aacuterea transversal y de longitud en este caso el
aacuterea del circulo fue trasformada a la de un cuadrado como se muestra la Figura
412
Tabla 44 Dimensiones de la muestra en forma de cilindro
Dimensiones del cilindro
Diaacutemetro (cm) Aacuterea (cm2) Altura (cm) Volumen (cm
3)
376 111 416 4613
56
Figura 412 Transformacioacuten del aacuterea transversal para la construccioacuten del mallado
Establecimiento de tamantildeo y cantidad de las celdas para el mallado se
colocaron 50 celdas en direccioacuten I 1 celda en direccioacuten J 1 celda en direccioacuten
K cuyas dimensiones se muestran en la Tabla 45
Tabla 45 Dimensiones de las celdas del mallado
Informacioacuten
de las celdas
Direccioacuten Volumen
Total I J K
Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo
M 18 50 00831 1 33322 1 33322 461356
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades de la Tabla 46 fueron colocadas en la seccioacuten de ldquoArray
Propertyrdquo estas fueron suministradas por PDVSA-Intevep obtenidas a traveacutes de
la realizacioacuten de las pruebas descritas anteriormente en los laboratorios de
interaccioacuten roca-fluido
Tabla 46 Informacioacuten petrofiacutesica de la muestra
Propiedades Petrofiacutesicas
Tope de la arena (cm) 0
Espesor de la arena (cm) 333
Porosidad () 3789
Permeabilidad (mD) (I J K) 410417
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca
En esta seccioacuten se encuentran tres pestanas donde se realiza en suministro de
los datos teacutermicos requeridos por el modelo estas pestantildeas son
compresibilidad de la roca
57
Figura 413 en la que se incorporan los valores de compresibilidad de la roca y
de la presioacuten de poro de referencia
Figura 413 Ventana para ingresar los datos de compresibilidad de la roca y presioacuten de
porosidad de referencia
En la pestantildea de propiedades teacutermicas se suministran los valores de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se selecciona el tipo de mezclado para la
conductividad se aplica o no la herramienta de la tabla de dependencia de
temperatura para la conductividad teacutermica Thcontab y se especifica que se
considera una conductividad teacutermica isotroacutepica
Figura 414
58
Figura 414 Ventana de las propiedades teacutermicas
En la figuraFigura 415 se muestra la pestantildea de peacuterdida de calor por las rocas
adyacentes en la que se indica que no hay peacuterdidas de calor especificando que
las rocas suprayacente e infrayacente no poseen la propiedad de conductividad
teacutermica (valor cero) ni capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
Figura 415 Ventana de las peacuterdidas de calor por las rocas adyacentes
Se considera propiedades teacutermicas isotroacutepicas en las distintas direcciones (I J
K) ya que no se disponen de informacioacuten de laboratorio que permita concluir lo
contrario
59
Las conductividades teacutermicas isotroacutepicas dependientes de la temperatura se
definen mediante una tabla como se puede ver en la Tabla 47 La primera
columna se refiera a la temperatura T (C|F) las columnas thconr thconw y
thcono
Tabla 47 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo discreto
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0023083 0387300 0068139
60 0019678 0391200 0067761
70 0017184 0396000 0067383
80 0015281 0400000 0067005
90 0013778 0403200 0066626
100 0012559 0405600 0066248
110 0011550 0407200 0065870
120 0010700 0408000 0065492
130 0009973 0408000 0065114
140 0009344 0407200 0064736
150 0008794 0405600 0064357
Para el modelo integral como se observa en la tabla 48 se asignoacute el mismo va-
lor a todas la fases a la misma temperaturas obtenido de las pruebas experimen-
tales de la muestra saturada estos valores de conductividad aumenta proporcio-
nalmente con la temperatura
Tabla 48 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo integral
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0003150 0003150 0003150
60 0005700 0005700 0005700
70 0008350 0008350 0008350
(Tr) 80 0011100 0011100 0011100
90 0013950 0013950 0013950
100 0016900 0016900 0016900
110 0019950 0019950 0019950
120 0023100 0023100 0023100
60
130 0026350 0026350 0026350
140 0029700 0029700 0029700
150 0033150 0033150 0033150
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad
Una vez estudiadas todas las ecuaciones que emplea el simulador para el
caacutelculo de la conductividad y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica se realizoacute
una validacioacuten comparando los valores arrojados por las ecuaciones
programadas con las graacuteficas de los archivos de salida del simulador para ello
se utilizoacute como herramienta Microsoft Excel
454 Seccioacuten de componentes
Se especificoacute que la muestra se encontraba saturada por dos fluidos (agua y un
pseudocomponente de crudo muerto) se les asignaron los valores de peso
molecular densidad y viscosidad para el resto de las propiedades se asignoacute
ldquo0rdquo de esta manera el simulador asigna los valores por defecto que se muestran
en la Tabla 49
Tabla 49 Valores por defectos del simulador
4541 Densidades
El valor de la densidad del agua fue suministrada a 80degC (temperatura de
referencia) La densidad del crudo fue calculada en los laboratorios de PVT con
el densiacutemetro digital Anton Paar modelo DMA 4500M (figura 416) el rango
61
de temperatura considerado esta entre 40 y 60 degC por las limitaciones del
equipo posteriormente el valor a 80degC fue obtenido mediante extrapolacioacuten En
la figura 417 se muestra los valores los valores de densidad introducidos en
Starsreg para la simulacioacuten
Figura 416 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 4500M Fuente PDVSA-
Intevep
Figura 417 Ventana para insertar la densidad de los fluidos
4542 Viscosidades de la fase liacutequida
El valor de densidad del agua fue proporcionado por la Empresa Mixta para
determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030 En la
62
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura se presenta
los valores de viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura a ser
ingresados en el simulador y la respectiva Curva de la viscosidad del crudocurva de
la viscosidad del crudo se ilustraen la Figura 418 En cuanto a la viscosidad del
agua es un valor constante y las viscosidades de la fase gaseosa no se habilito
esta seccioacuten ya que no se considera fase gaseosa presente en el medio
63
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura
64
Figura 418 Curva de la viscosidad del crudo
4543 General
Los valores de referencia son las condiciones de trabajo al usar en el caso de la
temperatura estaacute pautado por la temperatura en la que se empleoacute el densiacutemetro
y la presioacuten de referencia de los laboratorios de PDVSA-Intevep En la Figura
419 se muestran los valores introducidos en el simulador
65
Figura 419 Ventana de la seccioacuten de componentes para introducir los valores de referencia en
la subseccioacuten general
46 Seccioacuten de Roca-fluido
Se emplearon las curvas de permeabilidad relativas obtenidas de las pruebas
desplazamiento realizadas en los laboratorios de interaccioacuten Roca-Fluido de
Pdvsa-Intevep utilizando tapones del aacuterea de estudio
66
Figura 420 Curva de permeabilidad
47 Seccioacuten de condiciones iniciales
En esta etapa se introducen las condiciones de yacimientos de presioacuten y
temperatura a las que fueron ejecutadas las pruebas de desplazamiento la
Figura 421 No se asignoacute contactos entre fluidos para garantizar que al inicio
haya soacutelo petroacuteleo en el yacimiento
67
Figura 421 Ventana de la seccioacuten de condiciones iniciales se muestra el valor de presioacuten y
profundidad de referencia suministrada al simulador
48 Seccioacuten numeacuterica
Se especifican los paraacutemetros utilizados en la simulacioacuten numeacuterica de las
ecuaciones involucradas en el flujo de fluidos (paraacutemetros de convergencia
constantes numeacutericas meacutetodos de solucioacuten discretizacioacuten y convergencia) Se
realizaron las modificaciones siguientes para tres paraacutemetros especiacuteficos
colocando los valores siguientes
Tabla 411 Modificaciones en la seccioacuten numeacuterica
Keyword Valor Definicioacuten
DTWELL 001min Tamantildeo de intervalo de primer paso de tiempo
NEWTONCYC 30 Cantidad de iteraciones para obtener la solucioacuten
NCUTS 15 Maacuteximos intervalos de cortes
49 Seleccioacuten de pozos y datos recurrentes
El modelo estaacute conformado por dos pozos un pozo inyector situado en la celda
(1 1 1) y un pozo productor celda (50 1 1) ambos pozos inician su
funcionamiento el 10-10-2018 a 000 min hasta los 2880 min
Pozo Inyector tipo Mobweight explicit
68
Para este modelo sencillo donde se inyecta un solo fluido que no es vapor y no
ocurren cambio de fases en el proceso de inyeccioacuten es indiferente que tipo de
pozo inyector se seleccione pues no afecta los caacutelculos del modelo
Restricciones (Constrains) en la ventana de constrains del pozo inyector se
muestra que los paraacutemetros empleados fueron la presioacuten de fondo y la tasa
de inyeccioacuten y ambos aplicados con la accioacuten de CONT la cual implica que
la accioacuten a tomar en caso de una violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten
operativa en este liacutemite y continuar con la simulacioacuten
Figura 422 Ventana de constrains del pozo inyector
Fluido inyectado a continuacioacuten en la Figura 423 Ventana para
descripcioacuten del fluido de inyectado se muestra las caracteriacutesticas como
composicioacuten y temperatura del fluido inyectado
69
Figura 423 Ventana para descripcioacuten del fluido de inyectado
Pozo Productor
Se cargoacute un archivo (fhf) para adjuntar el ldquohistoacuterico de produccioacutenrdquo y cargar
los eventos de los pozos inyector y productor Este archivo se realiza a partir de
un documento (txt) contiene las informacioacuten de produccioacuten de la prueba de
desplazamiento con un formato especiacutefico que contiene fecha final nombre del
archivo ldquoProduction Data Field History Fiel fecha inicial numero de variables
a utilizar los nombres de la variables y las unidades de esas variables el
nuacutemero de pozos y sus nombres luego se coloca el valor de cada variable con
respecto a la fecha
En la Figura 424 se muestra el (fhf) que fue utilizado en el modelo en el que
se cargoacute la informacioacuten de tasas de petroacuteleo agua y liquido en el pozo
productor y de tasa de inyeccioacuten de agua en el pozo inyector en unidades de
laboratorio en el tiempo que alliacute se indica en el formato de (antildeo-mes-
diaThoraminseg)
70
Figura 424 Histoacuterico de produccioacuten empleado para el modelo
Restricciones (Constrains) en la Figura 425 se muestra que el
paraacutemetro empleado fue el de la tasa de produccioacuten de liacutequido con la
accioacuten de CONT la cual implica que la accioacuten a tomar en caso de una
violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten operativa en este liacutemite y
continuar con la simulacioacuten
71
Figura 425 Ventana de constrains del prozo productor
410 Dato de salida IO Control
Se especificaron los paraacutemetros teacutermicos y variables que se requieren como
datos de salida eacutestas son las variables que se podraacuten graficar para estudiar con
la herramienta Results Graph de CMG objetivo del anaacutelisis del trabajo
Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (HEATCAP)
Conductividad teacutermica de la formacioacuten (roca + fluidos)
(THCONDUCT)
Conductividad teacutermica de la roca (THCOMPRE)
Temperatura (TEMP)
Viscosidad del petroacuteleo (VISO)
Saturacioacuten de agua (Sw)
411 Sensibilidades
En la tabla 51 se observan los valores miacutenimos y maacuteximos permitidos por el
simulador STARSreg tambieacuten el valor representativo de valores de
conductividad para cada fase a 25degC Adicionalmente se antildeadieron los valores
de conductividad a la temperatura de referencia obtenido por las pruebas
experimentales todos estos valores fueron los empleados para el estudio de
sensibilidad de conductividad teacutermica Anaacutelogamente en la tabla 53 se
72
observan los valores que especifica el manual del simulador como valores
miacutenimos y maacuteximos tambieacuten valores representativos de capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica Los valores representativos de conductividad y de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica del simulador se emplearon para comparar con los
valores obtenidos en el laboratorio y analizar la diferencia en el valor tiacutepico de
arenas consolidadas como lo indica el simulador y las arena no consolidadas
como es nuestro caso de estudio
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total
Se realizaron corridas con el modelo laquoDiscreta Complexraquo variando los valores
de conductividad teacutermica de la roca petroacuteleo y agua) y graficando en la celda
(25 1 1) los valores de conductividad total y la temperatura para los tres
valores asignados (valor miacutenimo valor maacuteximo y valor a tr) en el estudio por
separado de cada elemento para determinar cuaacutel es el elemento que mayor
impacto causa en la temperatura
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
Se empleoacute el modelo laquoDiscreta Complexraquo para graficar la conductividad
teacutermica capacidad caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del
tiempo especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y (49 1 1)
para estudiar el efecto de los paraacutemetros teacutermicos en las diferentes celdas con el
valor de conductividad que mayor variacioacuten causa en la temperatura con
respecto al modelo base
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
Se realizaron corridas con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontabraquo e
laquoIntegral Complex Thcontabraquo realizando variaciones en los valores de
capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca (Cvr) en la celda (25 1 1) los
valores asignados fueron los valores maacuteximo miacutenimo y el correspondiente de
las pruebas a la temperatura de referencia
73
412 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
A traveacutes de los modelo laquoDiscreta Complexraquo y laquoDiscreta Complex con
Thcontabraquo se realiza una comparacioacuten del valor de la conductividad teacutermica
total del sistema de un modelos discretos y por otro lado habilitando la opcioacuten
Thcontab
413 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
Por medio de los modelos laquoIntegral Complexraquo e laquoIntegral Complex con
Thcontabraquo se estudia la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en el
modelo integral
414 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
laquoDiscreta Complexraquo y laquoIntegral Complexraquo En la Figura 514 se pueden
comparar los valores de conductividad teacutermica considerando el modelo
cargando de forma discreta e integral
415 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontab raquo e laquo Integral Complex con
Thcontabraquo se realiza la comparacioacuten de los valores conductividad teacutermica total
y conductividad teacutermica de la roca de los modelos
74
CAPIacuteTULO V
ANALISIS DE RESULTADOS
51 Sensibilidades
A continuacioacuten se presentan los resultaron de las sensibilidades de los modelos
empleados para el estudio de la conductividad teacutermica y de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica
En la tabla 51 se presenta los valores finales de la conductividad teacutermica del
agua roca y petroacuteleo para cada una de las sensibilidades estos valores son los
experimentales de conductividad teacutermica con los valores de conductividad
teacutermica que el simulador sentildeala como representativos y poder hacer una
comparacioacuten del rango de valores y similitud para estimar si se encuentra en un
valor correspondiente de su respectivo elemento Para ello se llevoacute los valores
obtenido a temperatura de 80degC a una temperatura de 25degC El valor
experimental de conductividad de la roca se encuentra por debajo del valor
sugerido lo que se debe a que el valor de conductividad teacutermica de las arenas no
consolidadas son menores a los valores de conductividad teacutermica de las arenas
consolidadas que representa el valor de conductividad teacutermica del valore
representativo que estipula el simulador
75
Tabla 51 Valores de conductividad teacutermica de STAR y obtenido experimentalmente
En la tabla 52 se observar las sensibilidades realizadas para la conductividad
teacutermica cada elemento
Tabla 52 Sensibilidades de la conductividad teacutermica
Sensibilidades Kr Ko Kw
1 Valor maacuteximo Valor a Tr Valor a Tr
2 Valor a Tr Valor maacuteximo Valor a Tr
3 Valor a Tr Valor a Tr Valor maacuteximo
4 Valor miacutenimo Valor a Tr Valor a Tr
5 Valor a Tr Valor miacutenimo Valor a Tr
6 Valor a Tr Valor a Tr Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr Valor a Tr Valor a Tr
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua
Como se observa en la Figura 51 se realizan el modelo base y las
sensibilidades 3 y 6 es decir la variacioacuten de los valores de la conductividad en
la fase acuosa se observoacute poca variacioacuten en la temperatura una diferencia de
056 degC y error de 064 para kw = 000010 JcmmindegC y diferencia de 075
degC y error de 092 para kw = 6944578 JcmmindegC con respecto a los valores
del modelo base La temperatura de la celda disminuye muy poco a medida que
se le aumenta el valor de conductividad del agua El mayor error relativo que
alcanza la conductividad teacutermica al aplicar kw = 000010 JcmmindegC es de
047 mientras que al aplicar kw = 6944578 JcmmindegC es de 5769
(ANEXO C)
76
Figura 51 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del agua en la temperatura
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se realiza el modelo base y las sensibilidades 2 y 5 y se observa que entre la
curva de la temperatura para ko = 000010 JcmmindegC y la curva de
temperatura del modelo base se observa una diferencia de 016 degC y error de
019 por ser valores cercanos visualmente ocurre un solapamiento entre
ambas curvas de temperatura caso contrario al comparar la curvas de
temperatura del modelo base con la curva de temperatura de ko = 6944578
JcmmindegC presenta una diferencia de 082 degC y error de 1 Al aumentar los
valores de conductividad teacutermica de la fase oleica es poca la disminucioacuten de la
temperatura de la celda El mayor error relativo que alcanza la conductividad
teacutermica al aplicar ko = 000010 JcmmindegC es de 029 mientras que al
aplicar ko = 6944578 JcmmindegC es de 6213 (ANEXO C)
77
Figura 52 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del petroacuteleo en la temperatura
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca
Se comparan el modelo base y las sensibilidades 1 y 4 Se recurrioacute a una graacutefica
del tipo logariacutetmica para representar los valores de conductividad total ya que
los valores introducidos afectan notablemente la temperatura con una diferencia
de 474 degC y error de 570 para kr = 000010 JcmmindegC y una diferencia de
164 degC y error de 198 para kr = 6944578 JcmmindegC y pueden causar un
cambio de conductividad teacutermica final en la celda de para kr = 000010
JcmmindegC diferencia de 004 JcmmiddotmindegC y error de 099 para kr =
6944578 JcmmindegC diferencia de 319 JcmmiddotmindegC y error de 9881
(ANEXO C)
78
Figura 53 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la temperatura
Basado en lo observado se puede inferir que es la fase solida de la roca causa
maacutes variacioacuten en la temperatura 570 al realizarle la variacioacuten en los valores
de conductividad teacutermica de la roca especiacuteficamente en kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC este
comportamiento se puede atribuir a la ecuacioacuten aplicada y al valor de
conductividad irreal de conductividad teacutermica empleada ya que es 3647 veces
mayor al valor tiacutepico Mientras la variacioacuten de la conductividad teacutermica en los
fluidos tuvieron un similar comportamiento que no representaban una
influencia marcada en la temperatura arrojando un error relativo gt1 (ANEXO
C) Al aumentar los valores de conductividad teacutermica la temperatura de la celda
disminuye lo que es coherente ya que contribuye a la propagacioacuten del calor
pero afecta en mayor escala a este caso En el ANEXO B se presenta con maacutes
detalle los valores en los que oscilan las curvas de conductividad teacutermica y la
temperatura final que se alcanza respectivamente Acotando que en general
ocurre un aumento de la conductividad durante el proceso de inyeccioacuten de agua
caliente y que aquellas conductividades teacutermica que presentan una leve
disminucioacuten con el aumento de la temperatura son las sensibilidades 2 y 6 lo
79
cual se debe a la disminucioacuten de la saturacioacuten de crudo que en el caso de ko =
6944578 JcmmindegC el cual es la conductividad teacutermica con mayor valor Por
otro lado en kw = 000010 JcmmindegC ocurre que el menor valor corresponde
a la conductividad teacutermica del agua la cual aumenta su saturacioacuten y como la
conductividad teacutermica total se basa en una ecuacioacuten de ponderacioacuten por
volumen hace que el valor de conductividad teacutermica total tienda a la
conductividad con el mayor volumen
La sensibilidad de la conductividad teacutermica de la roca afecta inversamente a la
temperatura como a la capacidad caloriacutefica obtenieacutendose asiacute una curva de
mayor capacidad caloriacutefica al introducir el menor valor de conductividad de la
roca y viceversa figura 54
Figura 54 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
En la Figura 55 se observa como el aumento de la conductividad incrementa el
avance del agua proporcionalmente al disminuir la conductividad aumenta la
temperatura lo cual ayuda a la disminucioacuten de la viscosidad del crudo y
aumentado la movilidad y beneficiando la extensioacuten de la saturacioacuten de agua en
la celda
80
Figura 55 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en el avance de
inyeccioacuten de agua
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
En las Figura 56 y 57 se graficaron la conductividad teacutermica capacidad
caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del tiempo al aplicar la
sensibilidad 4 especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y
(49 1 1) donde se observa como el frente de agua trae consigo el aumento de
la temperatura la capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica siento el maacutes
afectado la celda (2 1 1) la cual es la celda maacutes proacutexima al pozo inyector ya
que es por medio del cual se inyecta el agua caliente
81
Figura 56 Saturacioacuten y capacidad de kr = 000010 JcmmindegC
Figura 57 Temperatura y conductividad de kr = 000010 JcmmindegC
82
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
En la tabla 53 se observa que existe una diferencia entre el valor representativo
del simulador que trae por defecto a 25degC y el valor experimental extrapolado a
25degC apreciaacutendose que el valor de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
experimental es mayor por lo que establece que las arenas no consolidadas
requieren mayor cantidad de energiacutea en forma de calor para aumentar la
temperatura
Tabla 53 Valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de STAR y obtenido experimentalmente
Nombre Keyword
Valor
miacutenimo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
maacuteximo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
representativo
para STAR a
25degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 80degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 25degC
(Jcm3degC)
Capacidad
Caloriacutefica
Volumeacutetrica
de la roca
Rockcp 0 100 23470 18513 37598
En la tabla 54 se observar las sensibilidades realizadas para la capacidad caloriacute-
fica volumeacutetrica
Tabla 54 Sensibilidades de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca
Sensibilidades Cvr
7 Valor maacuteximo
8 Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr
Al graficar el modelo base y las sensibilidades 7 y 8 se observa en la Figura 58
(izquierda) que la saturacioacuten del agua es mayor al usar la sensibilidad 8 de la
Tabla 54 es decir el menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cvr = 0
Jcm3degC) el modelo base tiene un comportamiento semejante debido a la
cercaniacutea de sus valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica caso contrario al
introducir la sensibilidad 7 de la Tabla 54 (Cvr = 100 Jcm3degC) pues este caso
presenta una curva que muestra un suave incremento luego de los 246 minutos
83
de iniciar la inyeccioacuten En la Figura 58 (derecha) se representan tres rectas casi
constantes producto de introducir los valores de la tabla 53 en la ecuacioacuten 6 su
comportamiento de recta horizontal se debe a la poca variacioacuten de capacidad
caloriacutefica con respecto al incremento de temperatura Por otro lado en la Figura
59 (izquierda) se aprecia la variacioacuten de la temperatura y que el miacutenimo valor
de capacidad arroja como resultado un abrupto aumento de la temperatura de la
celda seguida por la curva del modelo base y por uacuteltimo la curva de maacuteximo
valor de capacidad demostrando que solo aumenta la temperatura de la celda
hasta 714degC lo cual se debe a que el aumento de la temperatura estaacute asociado a
la saturacioacuten de agua y la sensibilidad que obtenga una mayor saturacioacuten
obtendraacute tambieacuten una mayor temperatura y viceversa Con respecto a la
conductividad teacutermica al introducir el mayor valor de capacidad caloriacutefica
demostroacute ser la curva con un aumento de pendiente casi vertical los primero
minutos del desplazamiento consecuencia de incremento de saturacioacuten se agua
y luego de los 900 minutos tiende a un valor constante de 0039 JcmmiddotmindegC
mientras las otras dos curvas muestran un aumento al inicio del proceso y
alcanza un punto criacutetico en el minuto 64 decayendo hasta los 400 minutos
alcanzando en ese punto un menor valor de conductividad teacutermica la
sensibilidad del menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
84
Figura 58 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex
Thcontab
85
Figura 59 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad de
la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex Thcontab
Las Figura 510 y 511 muestran graficas similares a las Figura 58 y Figura 59
del modelo cargado con valores de forma integral se obtienen las mismas
observaciones en la saturacioacuten tanto para la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y
temperatura Sin embargo en el paraacutemetro de la conductividad teacutermica
presentan curvas que incrementan a medida que la temperatura aumenta
Debido a que la variacioacuten de la saturacioacuten no afecta el valor de conductividad
total como consecuencia de la restriccioacuten de aumentar con la temperatura por
medio de la herramienta Thcontab para todas las fases con el mismo valor
86
Figura 510 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex
Thcontab
87
Figura 511 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad
de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex Thcontab
52 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
En la Figura 512 se puede observar la contraposicioacuten de estudiar la
conductividad teacutermica total del sistema de un modelos discretos introduciendo
un solo valor constante de la conductividad para cada fase respectiva y por otro
lado habilitando la opcioacuten Thcontab que permite especificar la variacioacuten de las
conductividades de cada fase con respecto a la variacioacuten de la temperatura y
ademaacutes permite la opcioacuten de graficar la curva de conductividad de la roca la
cual es decreciente al transcurrir el tiempo y el aumento de la temperatura Al
comparar ambas curvas de conductividad teacutermica total se puede distinguir una
curva creciente que pertenece valores constantes de conductividad teacutermica para
cada fase mientras que la curva que emplea Thcontab se compone de tres
tendencias ambas curvas muestran al inicio un crecimiento pronunciado debido
al aumento de la saturacioacuten del agua la curva con Thcontab una segunda
88
seccioacuten que muestra un decrecimiento luego de un punto criacutetico a los 64
minutos y luego a partir de los 400 minutos una seccioacuten de valores contantes
que presenta un ligero incremento sin embargo las curvas solo presentan una
diferencia en promedio de 0000183 JcmmiddotmindegC y un error de 05
Figura 512 Contraste entre la conductividad total de un modelo discreto Complex y un modelo
discreto Complex con Thcontab
53 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
En la Figura 513 se expone la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en
el modelo integral Complex La conductividad teacutermica total del sistemas al
introducir los valores contantes de conductividad (Curva 1) se describe una
conductividad constante en el tiempo con una recta de pendiente cero con el
mismo valor que se introdujo en el simulador cada fase con el mismo valor de
conductividad y por balance de masa incrementar la saturacioacuten de agua
disminuye proporcionalmente la saturacioacuten de petroacuteleo mantenieacutendose
constante la porosidad lo cual indica un mismo valor volumeacutetrico de roca en la
89
ecuacioacuten de volumen ponderado que calcula la conductividad teacutermica total
quien arroja el mismo resultado en cada paso de tiempo Mientras que al
habilitar la opcioacuten Thcontab es igualmente asignando el mismo valor de
conductividad teacutermica para todas las fases pero indicando la variacioacuten con la
temperatura se permite observar que la conductividad teacutermica de la roca y la
total del sistemas presentan unas curvas solapadas que incrementan con el
transcurrir del tiempo
Anaacutelogamente estas curvas son iguales por el balance de materiales el aumento
de la curva se debe a la variacioacuten de los valores de conductividad a traveacutes del
tiempo seguacuten indica la tabla Thcontab Al comparar ambas curvas de
conductividad teacutermica total se observa una diferencia de 00002163
JcmmiddotmindegC y un error de 19 (ver ANEXO D)
Figura 513 Contraste de la conductividad total de un modelo integral Complex y la
conductividad total y de la roca de un modelo integral con Thcontab
90
54 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
En la Figura 514 se pueden comparar los valores de conductividad teacutermica
considerando el modelo cargando de forma discreta e integral La capacidad
caloriacutefica y la saturacioacuten no se ven afectadas por el tipo de modelo que se
emplee la temperatura al contrario si representa una diferencia de 102 entre
los minutos 400 y 800 En el modelo discreto la conductividad es 345 veces
mayor al modelo integral mantenieacutendose este en el valor contante de 0011100
JcmmiddotmindegC y por el contrario el modelo discreto iniciando en 00293004
JcmmiddotmindegC y ascendiendo hasta el valor de 0038362 JcmmiddotmindegC esto se debe
que aunque el simulador emplea la ecuacioacuten 8 con los valores de conductividad
de cada elementos (roca agua y petroacuteleo) constantes a traveacutes del tiempo pero
las saturaciones variacutean a traveacutes del tiempo eacutestos cambios en las saturaciones
hacen que la conductividad teacutermica total ascienda tendiendo a la conductividad
de quien incrementa su saturacioacuten eacuteste es el caso del agua y la cual posee una
conductividad mayor Ambas curvas tienen una diferencia de 0022731
JcmmiddotmindegC y un error de 672 (ANEXO E)
91
Figura 514 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad capacidad caloriacutefica temperatura
y saturacioacuten total de un modelo discreto Complex con un modelo integral Complex
55 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Aunque ambos modelos (integral y discreto) fueron ejecutados con Thcontab lo
que permite para ambos casos graficar la conductividad teacutermica de la roca solo
se graficoacute para el modelo discreto (Figura 515) ya que al realizar un modelo
integral la conductividad teacutermica de la roca es la misma que la conductividad
teacutermica total y ambas curvas se solapan En el modelo discreto se aprecia que
la conductividad teacutermica de la roca disminuye al transcurrir del tiempo donde
ocurre el aumento de temperatura tal y como lo enuncia Messmer (1980) afirma
ldquoLa conductividad teacutermica de las arenas no consolidadas disminuyen con el
aumento de la temperatura debido a los efectos del mineral cuarzo que es un
material cristalino con propiedades teacutermicas anisotroacutepicas presente en estos
sistemasrdquo El cuarzo que es el mineral que predomina en las areniscas seguacuten
estudios llevados a cabo en PDVSA - Intevep (2016) mediante Difraccioacuten de
92
Rayos X determinaron que posee mayor porcentaje (66) presente en el
sistema de yacimiento petroliacutefero campo Petrocarabobo En las curvas de
conductividad teacutermica total entre los modelo discreto e integral se obtuvo una
diferencia en promedio de 0023130 JcmmiddotmindegC y un error de 2125 y entre
las curvas de conductividad teacutermica de la roca una diferencia en promedio de
0004859 JcmmiddotmindegC y un error de 446 (ANEXO F)
Figura 515 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad total de un modelo discreto
Complex Thcontab y un modelo integral Complex Thcontab
93
CONCLUSIONES
Las arenas consolidadas secas pueden tener una conductividad teacutermica
mayor que las arenas no consolidadas sin fluidos con la misma
composicioacuten debido a que ocupa mayor proporcioacuten volumeacutetrica en un
volumen determinado es decir hay mayor contacto entra los poros de la
matriz
El caacutelculo de la conductividad total del sistema se realiza mediante el
meacutetodo Complex debido a que utiliza la ecuacioacuten de mezcla no lineal
recomendada por CMG tomando en cuenta las conductividades y
saturaciones de los fluidos presentes e interrelaciones entre las fases
En modelo integral Thcontab todos los valores de conductividad teacutermica
aumentan sin importar el comportamiento particular con la temperatura
asiacute como el orden de magnitud de cada fase (roca agua petroacuteleo y gas)
por lo tanto no representa el comportamiento real de la transferencia de
calor en el medio poroso
Se concluye que es la roca la fase que causa maacutes variacioacuten en la
temperatura al realizarle la variacioacuten en los valores de conductividad
teacutermica de la roca un error de 570 al asignar kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC
Al contrastar los modelos cargados de forma discreta e integral se
contempla que las curvas de conductividad total tienen un error relativo
de 672
94
Entre los modelos discreto e integral cargados con thcontab se obtuvo
que las curvas de conductividad teacutermica total presentaban un error de
2125 y entre las curvas de conductividad teacutermica de la roca de ambos
modelos un error de 446
Debido al alto error entre los valores de conductividad teacutermica obtenida
entre las curvas de los modelos cargados de forma discreta e integral no
se pueden considerar como modelos equivalentes
Al realizar el estudio de los efectos de variar los valores de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se encontroacute que al asignar el valor
maacuteximo ocurre una disminucioacuten importante en los valores de la
saturacioacuten de agua y temperatura de los modelos discreto e integral Por
otro lado en el caso de la conductividad teacutermica causa un aumento de la
curva para el modelo discreto y una curva por debajo de la curva del
modelo base para el modelo integral
95
RECOMENDACIONES
Realizar estudio de determinacioacuten de propiedades teacutermica en muestras
saturadas elaborando sensibilidades en las saturaciones de los fluidos
presentes
Para representar las condiciones reales del yacimiento con un crudo
vivo y tres fases (petroacuteleo agua y gas) se debe incluir un PVT del fluido
para evaluar los procesos de transferencia de calor
Profundizar en el estudio de RMN y calorimetriacutea para obtener los
paraacutemetros teacutermicos en todas las direcciones (I J K) del tapoacuten ya que
existe en general presentan un comportamiento anisotroacutepico y
disminuye la certidumbre de las propiedades teacutermicas el considerar que
el sistema tiene cualidades de Isotropiacutea
Realizar modelos de simulacioacuten numeacuterica suministrando los valores de
conductividad teacutermica de forma discreta
96
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99
ANEXOS
ANEXO A Propiedades RMN de los fluidos de yacimientos Fuente Coates y cols (1999)
Fluidos T1 (ms) T2 (ms) T1T2 Viscosidad (cP)
Salmuera 1 ndash 500 1 - 500 2 02 - 08
Petroacuteleo Liviano 3000 ndash 4000 300 - 1000 4 02 - 100
Gas 4000 ndash 5000 30 - 60 80 0011 - 0014
ANEXO B Valores promedio de conductividad teacutermica total al variar la conductividad de las
fases
Figuras
51 - 53
Kt (JcmmiddotmindegC) Temperatura
final (degC) Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
Sensibilidad 6 002543 0020102 0022766 899
Sensibilidad 3 0069244 007729 0073267 897
Sensibilidad 5 0020747 0036985 0028866 898
Sensibilidad 2 007738 00771575 007738 897
Sensibilidad 4 0000488 0000506 0000497 90
Sensibilidad 1 168611 322573 245592 896
Modelo base 00293 0038362 0033831 898
100
ANEXO C Contraste de conductividad y temperatura entre sensibilidades de conductividad
101
ANEXO D Contraste de conductividad total al habilitar Thcontab en modelos integrales
Figura
513
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0000216 194
kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
ANEXO E Contraste de conductividad total entre modelo integral y discreto
Figura 514
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0022731 6719 kt discreta
Complex 00293 0038362 0033831
ANEXO F Contraste de kt y kr entre modelo integral y discreto Thcontab
Figura 515
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt discreta
Complex
Thcontab
0032386 0035643 0034014
002313 21251 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr discreta
Complex
Thcontab
0017683 0013803 0015743
0004859 4464 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
EVALUACIOacuteN DE LA INFLUENCIA DE PARAacuteMETROS
TEacuteRMICOS EN YACIMIENTOS DE CRUDO EXTRA-
PESADOS DE LA FAJA PETROLIacuteFERA DEL ORINOCO A
TRAVES DE UNA SIMULACIOacuteN NUMEacuteRICA
TUTOR ACADEacuteMICO Prof Jhon Quino
TUTOR(ES) INDUSTRIAL Msc Richard Maacuterquez
Presentado ante la Ilustre
Universidad Central de Venezuela
Por el Br Lander C Elba V
Para optar al Tiacutetulo
de Ingeniero de Petroacuteleo
Caracas 2019
iii
iv
Lander C Elba V
EVALUACIOacuteN DE LA INFLUENCIA DE PARAacuteMETROS
TEacuteRMICOS EN YACIMIENTOS DE CRUDO EXTRA-
PESADOS DE LA FAJA PETROLIacuteFERA DEL ORINOCO A
TRAVES DE UNA SIMULACIOacuteN NUMEacuteRICA
Tutor acadeacutemico Ing Jhon Quino Tutor industrial Msc Richard
Maacuterquez
Tesis Caracas UCV Facultad de Ingenieriacutea Escuela de Petroacuteleo 2019
Palabras claves Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica Conductividad teacutermica
Simulacioacuten de yacimientos Sistema integral Sistema discreto Faja
Petroliacutefera del Orinoco
Resumen Este trabajo especial de grado plantea una metodologiacutea para realizar
simulaciones que permita evaluar la influencia de los paraacutemetros teacutermicos sobre
un sistema de yacimiento caracterizado de forma discreta y continua
entendieacutendose por sistema discreto el escenario donde cada uno de los
componentes del sistema (arena agua y crudo) son estudiados por separado
mientras que el sistema continuo representa el sistema roca-fluido evaluado
como un elemento Los paraacutemetros teacutermicos estudiados son la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica y la conductividad teacutermica con datos de pruebas
experimentales de muestras crudo extra-pesado de 89 ordmAPI provenientes de la
empresa mixta Petrocarabobo de la Faja Petroliacutefera del Orinoco Este estudio
fue desarrollado en PDVSA-INTEVEP se obtuvieron los datos de los
paraacutemetros teacutermicos mediante pruebas experimentales con la metodologiacutea de la
calorimetriacutea y Resonancia Magneacutetica Nuclear por otro lado se presentan
valores obtenidos de forma teoacuterica a traveacutes de ecuaciones y literatura para los
valores de paraacutemetros teacutermicos de los fluidos Se desarrolloacute con el simulador
comercial STARSreg de la empresa CMG se realizoacute un modelo de laboratorio
Para la validacioacuten de los datos experimentales se estudiaron las ecuaciones de
conductividad teacutermica que ofrece el simulador y se seleccionoacute la que mejor se
adaptaba al estudio
v
AGRADECIMIENTOS
A Dios por ser mi guiacutea fuerza y sustento quien peleoacute mis batallas
me cubrioacute con su manto y gracia
A la Universidad Central de Venezuela (UCV) por ser la casa que
vencioacute mis sombras obligoacute a crecer intelectualmente sin dejar a un
lado mi crecimiento personal a forjar mi caraacutecter y ser una mujer
que anhela retribuir a su paiacutes la formacioacuten recibida Por tantos
hermanos ucevistas que estuvieron estaacuten y estaraacuten
A mis Tutores Industriales los Msc Richard Maacuterquez y Benigno
Hernaacutendez por dar maacutes que de conocimiento cientiacutefico su apoyo
consejos cuidados y exhortaciones fueron lo necesario para
convertirme en la profesional que anhelaba ser A mi Tutor
Acadeacutemico Jhon Quino por permitirme ser su primera Tesista
A mi familia padres hermanos tiacuteos primos y amigos que me
apoyaron en este largo proceso y celebran los frutos de la
perseverancia y el esfuerzo
El conjunto de personas admirables que hace vida en PDVSA-
INTEVEP por su trato tan grato en especial aquellas que me
auxiliaron dentro y fuera de la sala de simulacioacuten
A todos los profesores que formaron parte de mi vida acadeacutemica y
todas las personas que abrieron sus puertas y dispusieron de su
valioso tiempo para compartirlo conmigo
vi
IacuteNDICE
LISTA DE FIGURAS XI
LISTA DE TABLAS XIV
INTRODUCCIOacuteN 1
CAPIacuteTULO I 3
EL PROBLEMA 3
11 PLANTEAMIENTO DE PROBLEMA 3
12 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIOacuteN 3
121 Objetivo general 3
122 Objetivos especiacuteficos 4
13 JUSTIFICACIOacuteN DE LA INVESTIGACIOacuteN 4
14 ALCANCE DE LA INVESTIGACIOacuteN 5
15 LIMITACIONES 6
CAPIacuteTULO II MARCO TEOacuteRICO 8
21 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIOacuteN 8
22 BASES TEOacuteRICAS 11
221 Yacimiento 12
2211 Yacimientos consolidados 12
2212 Yacimientos no consolidados 12
222 Fluidos contenidos en los yacimientos 12
2221 Agua de formacioacuten 12
2222 Hidrocarburos (Crudo) 13
223 Grados API 13
224 Crudos Extra-pesados 13
225 Recuperacioacuten Teacutermica 14
2251 Clasificacioacuten de los procesos de recuperacioacuten teacutermica 15
vii
22511 Inyeccioacuten de fluidos calientes 15
22512 Recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua caliente 16
226 Propiedades petrofiacutesicas de la roca 16
2261 Porosidad (120601) 17
2262 Permeabilidad (K) 17
2263 Saturacioacuten del fluido 17
2264 Tapoacuten 18
227 Propiedades teacutermicas en los yacimientos 18
2271 Calor especiacutefico (Ce) 18
2272 Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cv) 18
2273 Difusividad teacutermica (120514) 19
2274 Conductividad teacutermica (K) 19
22741 Conductividad teacutermica del petroacuteleo 20
22742 Conductividad teacutermica del agua 20
228 Calorimetriacutea 21
229 Transferencia de calor 21
2291 Meacutetodos de transferencia de calor 22
22911 Conduccioacuten 22
22912 Radiacioacuten 22
22913 Conveccioacuten 22
2210 Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN) 23
2211 Simulacioacuten de yacimientos 23
22111 Etapas para la simulacioacuten de yacimientos 24
22112 Mecanismos de desplazamiento 25
22113 Propiedades petrofiacutesicas 26
22114 Propiedades PVT de los fluidos 26
22115 Datos de produccioacuten 27
22116 Simulador de recuperacioacuten teacutermica 28
22117 Descripcioacuten de la herramienta de simulacioacuten numeacuterica 28
221171 BUILDERreg 28
viii
221172 STARSreg 29
221173 RESULTSreg 29
2212 Sistema integral 29
2213 Sistema discreto 29
2214 Modelo integral 30
2215 Modelo discreto 30
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos 30
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total 31
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total 31
221612 Simple 32
221613 Complex 32
221614 Temper 33
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB) 33
CAPIacuteTULO III 35
AacuteREA DE ESTUDIO 35
31 DESCRIPCIOacuteN DEL AacuteREA DE ESTUDIO 35
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco 35
312 Aacuterea de Carabobo 36
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas 36
314 Estratigrafiacutea regional 37
315 Miembro Morichal 37
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas 39
CAPIacuteTULO IV 40
MARCO METODOLOacuteGICO 40
41 TIPO DE LA INVESTIGACIOacuteN 40
LA MODALIDAD DE LA INVESTIGACIOacuteN CUMPLE CON LAS CARACTERIacuteSTICAS
DEL TIPO EVALUATIVO 40
42 DISENtildeO DE LA INVESTIGACIOacuteN 40
ix
43 PROCEDIMIENTO METODOLOacuteGICO 41
431 Revisioacuten bibliograacutefica 42
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten 43
44 CARACTERIZACIOacuteN DE LOS FLUIDOS 49
45 USO DE STARSreg 55
451 Construccioacuten del mallado 55
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas 56
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca 56
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad 60
454 Seccioacuten de componentes 60
4541 Densidades 60
4542 Viscosidades de la fase liacutequida 61
4543 General 64
46 SECCIOacuteN DE ROCA-FLUIDO 65
47 SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES 66
48 SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
49 SELECCIOacuteN DE POZOS Y DATOS RECURRENTES 67
410 DATO DE SALIDA IO CONTROL 71
411 SENSIBILIDADES 71
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total 72
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas 72
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica 72
412 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO DISCRETO 73
413 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO INTEGRAL 73
414 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON MODELO INTEGRAL 73
415 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON THCONTAB CON
MODELO INTEGRAL THCONTAB 73
CAPIacuteTULO V 74
ANALISIS DE RESULTADOS 74
x
51 SENSIBILIDADES 74
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica 74
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua 75
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo 76
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca 77
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas 80
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica 82
52 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO DISCRETO 87
53 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO INTEGRAL 88
54 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON MODELO INTEGRAL 90
55 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON THCONTAB CON
MODELO INTEGRAL THCONTAB 91
CONCLUSIONES 93
RECOMENDACIONES 95
BIBLIOGRAFIacuteA 96
ANEXOS 99
xi
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 21 VISCOSIDAD DEL CRUDO VS TEMPERATURA FUENTE PUERTA (2015) 15
FIGURA 22 INYECCIONES DE AGUA CALIENTE FUENTE BRICENtildeO (2015) 16
FIGURA 23 GRAacuteFICA TASAS DE FLUIDOS EN FUNCIOacuteN DEL TIEMPO (SEPUacuteLVEDA 2005) 28
FIGURA 31 FAJA PETROLIacuteFERA DEL ORINOCO FUENTE PUERTA (2015) 35
FIGURA 32 AacuteREA DE CARABOBO Y SUS LIacuteMITES TERRITORIALES FUENTE PUERTA (2015) 36
FIGURA 33 CUENCAS PETROLIacuteFERAS DE LA REPUacuteBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA FUENTE
PUERTA (2015) 37
FIGURA 34 CONFIGURACIOacuteN ESTRUCTURAL FUENTE ARCHIVOS DE PETROINDEPENDENCIA
SA 38
FIGURA 41 FASES DE LA METODOLOGIacuteA APLICADA 42
FIGURA 42 SISTEMA PARA CONFINAMIENTO DE MUESTRAS DE ROCA NO CONSOLIDADAS
FUENTE INTEVEP SA CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS
DE VENEZUELA SA 44
FIGURA 43 PROCESO COMPLETO DE EMPAQUE DE MUESTRAS FUENTE PDVSA-INTEVEP 44
FIGURA 44 RESONADOR MARAN ULTRA DRX 2 FUENTE PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 45 INSTRUMENTO PARA LA REALIZACIOacuteN DE LA PRUEBA CALORIMEacuteTRICA FUENTE
PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 46 EQUIPO DE LIMPIEZA DE MUESTRAS DEAN-STARS A) ANTES DE LA LIMPIEZA DE
MUESTRA Y B) DURANTE LA LIMPIEZA DE MUESTRAS 48
FIGURA 47 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 35N FUENTE PDVSA-
INTEVEP 50
FIGURA 48 RETROVISCO RV 2030 MARCA HAAKE FUENTE PDVSA-INTEVEP 51
FIGURA 49 DIAGRAMA DE UN SIMULADOR FIacuteSICO DE YACIMIENTOS FUENTE INTEVEP SA
CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS DE VENEZUELA SA 52
FIGURA 410 ESQUEMA DEL PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL PARA LA DETERMINACIOacuteN DE
CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA POR EL MEacuteTODO DE ESTADO NO ESTACIONARIO
FUENTE DIacuteAZ (2014) 53
FIGURA 411 EFECTO DE LA VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA SOBRE LAS CURVAS DE
PERMEABILIDAD RELATIVA PARA MUESTRAS DEL CAMPO PETROCARABOBO 54
FIGURA 412 TRANSFORMACIOacuteN DEL AacuteREA TRANSVERSAL PARA LA CONSTRUCCIOacuteN DEL
MALLADO 56
xii
FIGURA 413 VENTANA PARA INGRESAR LOS DATOS DE COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA Y
PRESIOacuteN DE POROSIDAD DE REFERENCIA 57
FIGURA 414 VENTANA DE LAS PROPIEDADES TEacuteRMICAS 58
FIGURA 415 VENTANA DE LAS PEacuteRDIDAS DE CALOR POR LAS ROCAS ADYACENTES 58
FIGURA 416 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 4500M FUENTE
PDVSA-INTEVEP 61
FIGURA 417 VENTANA PARA INSERTAR LA DENSIDAD DE LOS FLUIDOS 61
FIGURA 418 CURVA DE LA VISCOSIDAD DEL CRUDO 64
FIGURA 419 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE COMPONENTES PARA INTRODUCIR LOS VALORES DE
REFERENCIA EN LA SUBSECCIOacuteN GENERAL 65
FIGURA 420 CURVA DE PERMEABILIDAD 66
FIGURA 421 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES SE MUESTRA EL VALOR DE
PRESIOacuteN Y PROFUNDIDAD DE REFERENCIA SUMINISTRADA AL SIMULADOR 67
FIGURA 422 VENTANA DE CONSTRAINS DEL POZO INYECTOR 68
FIGURA 423 VENTANA PARA DESCRIPCIOacuteN DEL FLUIDO DE INYECTADO 69
FIGURA 424 HISTOacuteRICO DE PRODUCCIOacuteN EMPLEADO PARA EL MODELO 70
FIGURA 425 VENTANA DE CONSTRAINS DEL PROZO PRODUCTOR 71
FIGURA 51 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL AGUA EN LA
TEMPERATURA 76
FIGURA 52 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL PETROacuteLEO EN
LA TEMPERATURA 77
FIGURA 53 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
TEMPERATURA 78
FIGURA 54 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
CAPACIDAD 79
FIGURA 55 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN EL
AVANCE DE 80
FIGURA 56 SATURACIOacuteN Y CAPACIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 57 TEMPERATURA Y CONDUCTIVIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 58 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO COMPLEX THCONTAB 84
FIGURA 59 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO
COMPLEX THCONTAB 85
xiii
FIGURA 510 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 86
FIGURA 511 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL
COMPLEX THCONTAB 87
FIGURA 512 CONTRASTE ENTRE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
Y UN MODELO DISCRETO COMPLEX CON THCONTAB 88
FIGURA 513 CONTRASTE DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO INTEGRAL COMPLEX Y
LA CONDUCTIVIDAD TOTAL Y DE LA ROCA DE UN MODELO INTEGRAL CON THCONTAB 89
FIGURA 514 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD CAPACIDAD
CALORIacuteFICA TEMPERATURA Y SATURACIOacuteN TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
CON UN MODELO INTEGRAL COMPLEX 91
FIGURA 515 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO
DISCRETO COMPLEX THCONTAB Y UN MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 92
xiv
LISTA DE TABLAS
TABLA 21 GRAVEDAD API DE LOS HIDROCARBUROS 13
TABLA 22 POROSIDAD DE LOS MINERALES DE YACIMIENTOS 17
TABLA 23 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DEL AGUA 21
TABLA 41 VALORES DE LAS DIMENSIONES DE LAS MUESTRA A ESTUDIAR 43
TABLA 42 CONDICIONES EMPLEADAS EN LA TEacuteCNICA DE RMN 45
TABLA 43 COMPOSICIOacuteN DE LA SALMUERA 50
TABLA 44 DIMENSIONES DE LA MUESTRA EN FORMA DE CILINDRO 55
TABLA 45 DIMENSIONES DE LAS CELDAS DEL MALLADO 56
TABLA 46 INFORMACIOacuteN PETROFIacuteSICA DE LA MUESTRA 56
TABLA 47 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO DISCRETO 59
TABLA 48 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO INTEGRAL 59
TABLA 49 VALORES POR DEFECTOS DEL SIMULADOR 60
TABLA 410 VISCOSIDAD DE LOS FLUIDOS CON SU RESPECTIVA TEMPERATURA 63
TABLA 411 MODIFICACIONES EN LA SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
TABLA 51 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DE STAR Y OBTENIDO EXPERIMENTALMENTE 75
TABLA 52 SENSIBILIDADES DE LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA 75
TABLA 53 VALORES DE CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE STAR Y OBTENIDO
EXPERIMENTALMENTE 82
TABLA 54 SENSIBILIDADES DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE LA ROCA 82
1
INTRODUCCIOacuteN
Debido a la merma de crudos livianos y medianos a nivel mundial y nacional
aunado a los altos costos de la energiacutea y la necesidad de restituir la reserva se
estaacute incentivando a la empresa petrolera nacional a explotar de forma eficiente
las reservas de crudos pesados y extra-pesados a un ritmo maacutes acelerado los
cuales se caracterizan seguacuten la API (American Petroleum Institute) por ser
poseedores de altas viscosidades dificultando asiacute el proceso de explotacioacuten y
extraccioacuten (PDVSA 2010)
Dadas las reservas que de estos tipos de crudos en Venezuela se presentan en la
Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se ha establecido como reto el trabajar en
mejorar e innovar en tecnologiacuteas a nivel de exploracioacuten y explotacioacuten con la
finalidad de garantizar la mayor optimizacioacuten de los recursos proteger la
integridad del yacimiento y disminuir el impacto ambiental Entre los aspectos
maacutes importantes a tener en cuenta destaca la necesidad de contar con una
correcta caracterizacioacuten del yacimiento ya que eacutesta brinda la informacioacuten
baacutesica necesaria para definir la tecnologiacutea maacutes adecuada para el proceso de
explotacioacuten del yacimiento (Doumat 2016)
En particular para el caso de los yacimientos de crudos pesados y extra-
pesados existen diversas tecnologiacuteas para su extraccioacuten y explotacioacuten de
acuerdo a un proceso de recuperacioacuten mejorada de hidrocarburos (RMH)
dentro de las cuales destacan aquellos basados en meacutetodos teacutermicos (Ferrer
2009) Para la aplicacioacuten de estos meacutetodos en particular es necesario contar con
una evaluacioacuten de las propiedades teacutermica del yacimiento la cual usualmente
poco se ejecuta pero que resulta de gran importancia ya que permite conocer
coacutemo ocurre la transferencia de calor en el sistema dadas las dificultades
presentadas principalmente por las altas viscosidades encontradas en estos tipos
2
de crudos Es por ello que la estimacioacuten de propiedades teacutermicas del
yacimiento como difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad caloriacutefica y
conductividad teacutermica debe ser realizada previo a la seleccioacuten de la tecnologiacutea
a implementar para la extraccioacuten del crudo con la finalidad de conocer su
influencia en las propiedades de interaccioacuten roca-fluido que toman vida en el
yacimiento al implementar dichas tecnologiacuteas
Los paraacutemetros teacutermicos de los yacimientos asociados a la Empresa Mixta
Petrocarabobo a considerar en este trabajo son obtenidos de las pruebas de
laboratorio empleando las teacutecnicas de Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN) y
Calorimetriacutea estos seraacuten utilizados para evaluar su impacto en la transferencia
de calor mediante una simulacioacuten numeacuterica empleando el software Starsreg de
la empresa canadiense CMG (Computer Modelling Group) Asiacute en funcioacuten a lo
anteriormente expuesto en este estudio se plantea evaluar el efecto de las
propiedades teacutermicas sobre un sistema de yacimiento de forma discreta y
continua entendieacutendose por evaluacioacuten discreta el escenario donde cada uno
de los componentes del sistema (arena agua y crudo) son estudiados por
separado mientras que el continuo representa el sistema roca-fluido evaluado
como un solo elemento
3
CAPIacuteTULO I
EL PROBLEMA
11 Planteamiento de problema
La caracterizacioacuten de los yacimientos contempla en teacuterminos generales todos
aquellos estudios previos que se realizan para conocer las propiedades del
sistema roca-fluido a fin de optimizar los consiguientes procesos y por ende
entre otros aspectos mitigar los costos durante la explotacioacuten A nivel teacutermico
los fenoacutemenos asociados a esta caracterizacioacuten son actualmente determinados
de forma empiacuterica a condiciones ideales o por teacutecnicas que finalmente soacutelo
estiman la conductividad teacutermica de las rocas razoacuten por la cual se plantea en
este trabajo evaluar la influencia de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma
discreta y continua para un yacimiento petroliacutefero de arena no consolidada y
crudo extra-pesado asociado al Bloque Carabobo de la Faja Petroliacutefera del
Orinoco bajo una metodologiacutea experimental de tipo evaluativa a traveacutes del
simulador numeacuterico CMG Starsreg
12 Objetivos de la investigacioacuten
121 Objetivo general
Evaluar el impacto de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma discreta y
continua para un yacimiento asociado a la Faja Petroliacutefera del Orinoco a traveacutes
de simulacioacuten numeacuterica
4
122 Objetivos especiacuteficos
Recopilar la informacioacuten disponible de anaacutelisis experimentales en
propiedades teacutermicas de yacimientos de la FPO asiacute como las de
propiedades baacutesicas y de interaccioacuten roca fluidos
Construir el modelo de simulacioacuten numeacuterica para representar los
fenoacutemenos teacutermicos
Evaluar los escenarios de simulacioacuten resultantes de considerar las
variables teacutermicas de forma discreta y continua
Cotejar el impacto de los fenoacutemenos teacutermicos sobre los resultados
obtenidos en las simulaciones ejecutadas para los escenarios planteados
(discreto y continuo)
13 Justificacioacuten de la investigacioacuten
En la Faja Petroliacutefera del Orinoco los pozos estaacuten asociados a crudos pesados y
extra-pesados con viscosidades altas entre 1000 y 13000 cP aproximadamente
para el crudo vivo y viscosidades de hasta maacutes de 1000000 cP para el crudo
muerto lo cual dificulta las pruebas experimentales a nivel de laboratorio
Dadas estas condiciones es necesario estudiar las tecnologiacuteas existentes que
tienen lugar en el proceso de extraccioacuten de crudo debido a las dificultades que
se presentan al desplazar un fluido de tan alta viscosidad a traveacutes del medio
poroso que constituye el yacimiento (PDVSA 2006)
La tecnologiacutea maacutes empleada para estos tipos de crudos y que ha brindado
buenos resultados es la aplicacioacuten de meacutetodos teacutermicos con el fin de disminuir
la viscosidad del petroacuteleo para facilitar su movilidad a traveacutes del medio poroso
Es por ello que surge la necesidad de profundizar en el estudio de los
fenoacutemenos teacutermicos y asiacute garantizar la eficiencia de la aplicacioacuten de energiacuteas
5
adicionales para obtener una mayor explotacioacuten y produccioacuten que beneficie los
intereses de las compantildeiacuteas petroleras generando mayores ingresos
Entre los fenoacutemenos teacutermicos maacutes relevantes que toman lugar durante estos
procesos es importante resaltar la difusividad teacutermica la cual brinda
informacioacuten de la propagacioacuten de energiacutea a traveacutes de un medio (Cengel 2011)
el calor especiacutefico que indica la cantidad de calor necesaria a aplicar para que
un cuerpo eleve su temperatura un grado la capacidad caloriacutefica que indica la
cantidad de calor necesaria para aumentar un grado centiacutegrado la temperatura
de un volumen de sustancia determinado y por uacuteltimo la conductividad teacutermica
que muestra la capacidad de un cuerpo para conducir el calor a traveacutes de eacutel
(Cengel 2011)
Debido a que la evaluacioacuten experimental de estas propiedades teacutermicas es
compleja y costosa dentro de la industria petrolera en los uacuteltimos antildeos se ha
recurrido a ecuaciones empiacutericas como las reportadas por (Seto et al 1991) en
esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis como RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten
numeacuterica con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un
sistema en el que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y
continua para a su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y
calorimetriacutea para determinar dichas propiedades teacutermicas
14 Alcance de la investigacioacuten
Evaluar los paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma continua y discreta a traveacutes
de una simulacioacuten numeacuterica de yacimiento que permita determinar el impacto
de cada una de las variables teacutermicas sobre la dinaacutemica de los fluidos en
consideracioacuten para cada una de las condiciones indicadas continua y discreta
asiacute como establecer cuaacutel de estas dos condiciones experimentales en la
6
evaluacioacuten de los paraacutemetros teacutermicos es maacutes rentable y efectivo para el estudio
de fenoacutemenos teacutermicos difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad
caloriacutefica y conductividad teacutermica
15 Limitaciones
Como una de las principales limitaciones del trabajo se presenta el posible
vencimiento de la licencia del software de simulacioacuten de yacimientos empleado
en la investigacioacuten (Starsreg de CMG) De igual manera la disponibilidad de
paraacutemetros experimentales que aporten informacioacuten de los fenoacutemenos teacutermicos
sobre sistemas de yacimientos que permitan obtener una caracterizacioacuten maacutes
amplia de la influencia de los mismos sobre los resultados de la simulacioacuten
Ademaacutes se debe tener en consideracioacuten los siguientes aspectos
Los datos de las propiedades se obtienen de pruebas de laboratorio para
crudo extra-pesados de la FPO
Los datos utilizados corresponden a resultados de experimentos a
saturacioacuten de agua irreducible (Swirr) 85 sin presencia de gas en el
sistema
Los modelos existentes en los simuladores representan correlaciones
desarrolladas con petroacuteleo convencional mientras que en este estudio se
utiliza petroacuteleo extra-pesado Tanto en las ecuaciones de mezclas de las
fases liquida y gaseosa como en la dependencia con temperatura de las
propiedades teacutermicas
La evaluacioacuten del comportamiento integral implica asignacioacuten de la
propiedad igual para todas las fases presentes mientras que la discreta
especifica los valores individuales
7
Se realiza una verificacioacuten del efecto de la variacioacuten de las propiedades
teacutermica en el comportamiento transitorio de la temperatura y la diferencia
al considerar los enfoques discreto e integral
El estudio no pretende ser riguroso ni presentar el estado del arte de las
propiedades teacutermicas involucradas en el flujo de fluidos
No se estudia el efecto de la temperatura en las curvas de permeabilidad
relativa
8
CAPIacuteTULO II MARCO TEOacuteRICO
MARCO TEOacuteRICO
21 Antecedentes de la investigacioacuten
Anand et al (1973) ldquoPredicting Thermal Conductivities of formations From
Other Know Propertiesrdquo
Obtuvieron correlaciones para la estimacioacuten de la conductividad teacutermica de
areniscas saturadas de liacutequido con un conocimiento de la conductividad de la
arenisca seca y de las propiedades del fluido que la satura
La conductividad teacutermica de la roca seca ha mostrado ser funcioacuten de la
densidad el espacio poral el tamantildeo y tipo de grano cementacioacuten y
composicioacuten mineral La conductividad teacutermica de materiales que tienen
estructura cristalina como el cuarzo decrece con el incremento de temperatura
Zierfuss y Van der Vliet realizaron estudios para arenas consolidadas donde
establecieron que la conductividad teacutermica aumentaba si la permeabilidad y la
porosidad aumentaba
Guiados por la correlacioacuten de Tikhomirov (para rocas secas) se obtuvieron una
familia de curvas descritas por la ecuacioacuten de Somerton (para las areniscas
saturadas) que toma en cuenta la variacioacuten de la temperatura Los cambios de
fase afectan la conductividad pero esto es un efecto de la saturacioacuten del fluido
en lugar de un efecto de temperatura en siacute
La compresioacuten es una fuerza opuesta a la presioacuten de poro si la presioacuten de poro
disminuye entonces gobernara la compresioacuten y aumentara la conductividad
teacutermica porque causara mayor contacto La presioacuten de poro puede estar
asociada al comportamiento del fluidos contenido en los poros y la reduccioacuten
de la presioacuten de poro puede deberse a la vaporizacioacuten de alguno de los fluidos y
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esto puede causar la reduccioacuten de la conductividad teacutermica sin embargo esto
se atribuye a un efecto de saturacioacuten y no de presioacuten de poro en siacute
Somerton et al (1974) ldquoThermal Behavior of Uncosolidated Oil Sandsrdquo
La conductividad teacutermica de las arenas petroliacuteferas no consolidadas han sido
medidas y correlacionadas con otras propiedades fiacutesicas del sistema roca-fluido
donde se ha determinado que el fluido mojante tiene un efecto dominante en el
valor de la conductividad y ademaacutes el soacutelido con mayor porcentaje en la
composicioacuten de la roca
Explica que para las arenas consolidadas la conductividad teacutermica de la arena
saturada con salmuera es de 2 a 3 veces mayor que la conductividad teacutermica de
la arena seca Mientras que para las arenas no consolidadas las arenas saturas de
salmuera son de 6 a 8 veces la conductividad teacutermica de la arena seca
Los efectos de la variacioacuten de la temperatura en la conductividad teacutermica para
las arenas no consolidadas son relativamente pequentildeos y pueden ser evaluados
con una simple ecuacioacuten lineal igualmente los efectos de la variacioacuten de la
presioacuten La conductividad teacutermica de la roca seca es baja por el contacto entre
granos la fase mojante aumenta la conexioacuten y asiacute aumenta la conductividad
En las arenas es importante tambieacuten el efecto de la porosidad y la conductividad
de los soacutelidos aunque presenta menor importancia la conductividad tambieacuten es
afectada por el tamantildeo de granos forma y distribucioacuten permeabilidad y
resistividad eleacutectrica son los factores maacutes relacionados la conductividad
teacutermica pero solo en cuanto a otras propiedades como el tamantildeo de los poros
la forma y la tortuosidad que a su vez se relacionan con la conductividad
teacutermica
Desarrollaron un modelo matemaacutetico para predecir que la conductividad de
algunas rocas saturadas incrementa casi linealmente con el aumento de la fase
mojante y hay una gran disminucioacuten de la conductividad entre la saturacioacuten de
10
agua connata y el 100 por ciento de la saturacioacuten del fluido no mojante Chu
antildeadioacute el teacutermino de saturacioacuten en la ecuacioacuten
Maiquiza (2008) ldquoEstudio de recuperacioacuten mejorada de petroleo por
inyeccion de agua caliente en un yacimiento de crudos pesados de un campo
del oriente ecuatorianordquo
Se presenta el meacutetodo de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo por inyeccioacuten de
agua caliente ademaacutes incluye las propiedades teacutermica de las rocas y de los
fluidos y sus respectivas ecuaciones
Los mecanismos de recuperacioacuten de petroacuteleo en un yacimiento de crudos
pesados por inyeccioacuten de agua caliente se debe al mejoramiento de la movilidad
del petroacuteleo como resultado de la reduccioacuten de su viscosidad debido al
incremento de la temperatura durante el anaacutelisis del proyecto consiguioacute
mejorar la relacioacuten de movilidad de 7457 a la temperatura inicial del
yacimiento de 200ordmF a un valor de 3831 a una temperatura de 328ordmF Los
mecanismos de recuperacioacuten del crudo durante los procesos de recuperacioacuten
mejorada dependen de las propiedades que tenga el crudo es decir si se trata de
un crudo liviano pesado o extra-pesado Al mejorar la relacioacuten de movilidad
con la inyeccioacuten de agua caliente se consigue mejorar la eficiencia de
desplazamiento de 0512 a 0542 Un proceso de inyeccioacuten de agua caliente se
debe aplicar en yacimientos donde la viscosidad sea relativamente alta mayor a
50 Cp
Al realizar una comparacioacuten entre el modelo de inyeccioacuten convencional de agua
y la inyeccioacuten de agua caliente la eficiencia en la recuperacioacuten de petroacuteleo es un
poco menor del doble en la inyeccioacuten de agua caliente
Bricentildeo (2015) ldquoTransferencia de calor en los yacimientos petroleros y sus
ecuaciones de estadordquo
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Las consideraciones generales para estudiar la transferencia de calor mediante
procesos teacutermicos son presioacuten porosidad espesor de la arena movilidad del
petroacuteleo Las propiedades teacutermicas maacutes importantes de los fluidos desde el
punto de vista teacutermico viscosidad densidad calor especiacutefico conductividad
teacutermica conductividad teacutermica de liacutequidos y gases conductividad teacutermica de
rocas capacidad caloriacutefica de rocas saturadas Trata la transferencia de calor
mediante la utilizacioacuten de calentadores de fondo (inyeccioacuten de fluidos calientes
y combustioacuten in situ) y los mecanismos de transferencia de calor en la
formacioacuten conduccioacuten y conveccioacuten
Doumat (2016) ldquoEvaluacioacuten de las propiedades teacutermicas del yacimiento no
consolidado campo Petrocarabobo de la Faja Petroliacutefera del Orinocordquo
El objetivo de este trabajo fue evaluar las propiedades teacutermicas del yacimiento
petroliacutefero no consolidado asociado del Campo Petrocarabobo de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco considerando las teacutecnicas de RMN y calorimetriacutea a fin
estudiar el comportamiento de la transferencia de calor en este yacimiento Se
realizoacute una comparacioacuten de los resultados obtenidos en un rango de temperatura
entre 50 y 200degC para el sistema de yacimiento con fluidos y para el sistema de
yacimiento sin fluidos evaluando la difusividad teacutermica el calor especiacutefico la
capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica
22 Bases teoacutericas
En las bases teoacutericas se describen principios definiciones y suposiciones que
sirven de soporte para evaluar la influencia de las propiedades teacutermicas
involucradas en el flujo de fluidos en el yacimiento mediante la transferencia de
masa (flujo de fluidos) y energiacutea al sistema (conduccioacuten de calor)
12
221 Yacimiento
Un yacimiento puede ser definido como una unidad geoloacutegica de volumen
limitado porosa y permeable capaz de contener hidrocarburos liacutequidos yo
gaseosos a traveacutes de la cual estos fluidos pueden desplazarse para ser
recuperados bajo presiones existentes o aplicadas externamente Estaacute
constituido por dos elementos fundamentales el medio recipiente y los fluidos
almacenados en ese medio Implica la correlacioacuten de dos aspectos baacutesicos para
la industria petrolera las consideraciones geoloacutegicas y las propiedades de los
fluidos contenidos en el yacimiento (Escobar 2004)
2211 Yacimientos consolidados
Son aquellos que por lo general tienen mayor cantidad de material cementante
que permite que el nivel de cohesioacuten entre los granos sea elevado es decir que
los granos esteacuten fuertemente compactados sumado al efecto de soterramiento
(Araujo 2004)
2212 Yacimientos no consolidados
Son aquellos que suelen tener poco material de matriz (material de
cementacioacuten) que mantenga unido los granos de arena y por lo general tambieacuten
se conoce con el nombre de arenas poco consolidadas constituidas por
formaciones terciarias joacutevenes (Araujo 2004)
222 Fluidos contenidos en los yacimientos
Las rocas de yacimiento contienen agua de formacioacuten petroacuteleo y gas siendo
los dos uacuteltimos fluidos compuestos orgaacutenicos (Carbono e Hidroacutegeno)
normalmente denominados hidrocarburos (Araujo 2004)
2221 Agua de formacioacuten
Es agua salada atrapada en los intersticios de los sedimentos de un yacimiento
durante su deposicioacuten Tambieacuten se conoce como agua intersticial o agua
connata El agua de formacioacuten resulta ser de 3 a 4 veces maacutes salina que el agua
de mar y contiene en promedio 35 en peso o 35000 ppm de Cloruro de
13
Sodio (NaCl) Entre los iones predominantes en las sales disueltas presentes en
las aguas de formacioacuten se encuentran Na+ K
+ Mg
++ Ca
++ Ba
++ Li
+ Cl
ndash
NO3ndash CO3
= HCO3
ndash y SO4
= (Araujo 2004)
2222 Hidrocarburos (Crudo)
Los hidrocarburos son compuestos formados por cadenas lineales o ramificadas
de carbonos unidas por enlaces de hidroacutegeno De acuerdo a las condiciones de
presioacuten y temperatura del yacimiento los hidrocarburos pueden encontrarse en
estado liacutequido o gaseoso Ademaacutes en el medio poroso de la roca el crudo
puede estar acompantildeado por trazas de oxiacutegeno nitroacutegeno azufre y ciertos
metales como el vanadio hierro niacutequel cobre entre otros (Bear 1972) Eacutestos
se clasifican en livianos medianos pesados y extra-pesados seguacuten sus dos
propiedades maacutes relevantes (densidad y gravedad degAPI) como se muestra en la
Tabla 21 (Araujo 2014)
Tabla 21 Gravedad API de los Hidrocarburos
Crudo Densidad
(gcm3)
degAPI
Extra-pesado gt 1 lt10
Pesado 10 - 092 1000 - 2230
Mediano 092 - 087 2230 - 3110
Ligero 087 - 083 3110 - 3900
Suacuteper Ligero lt 083 gt39
Fuente Araujo (2004)
223 Grados API
Es una escala de medicioacuten utilizada para hidrocarburos basaacutendose en su peso
especiacutefico es decir con relacioacuten al agua con la cual se define la calidad del
crudo (liviano mediano pesado extra-pesado) (PDVSA 2010)
224 Crudos Extra-pesados
El teacutermino se refiere a todo tipo de crudo cuya densidad medida en Gravedad
API es menor que 10degAPI es maacutes pesado que el agua y su viscosidad libre de
14
gas estaacute por debajo de los 10000 cP a temperatura de yacimiento y a presioacuten
atmosfeacuterica Posee ademaacutes un contenido aproximado de azufre de 35 y un
contenido de metales de aproximadamente 488 ppm (V Ni entre otros)
Debido a estas caracteriacutesticas el crudo extra-pesado tiene problemas de
movilidad tanto en el yacimiento como en la superficie
Tanto los crudos pesados como los extra-pesados se caracterizan entre otras
cosas por contener una elevada porcioacuten de fracciones de hidrocarburos de alto
peso molecular y tener un mayor contenido de heteroaacutetomos indeseables (S N
O entre otros)
En el oriente de Venezuela se encuentran las mayores reservas de este tipo de
crudo en el mundo depoacutesito conocido actualmente como Faja Petroliacutefera del
Orinoco En dicho depoacutesito las propiedades y calidades de los fluidos variacutean
considerablemente de norte a sur pudieacutendose encontrar hacia el norte crudos
pesados de unos 17degAPI y al sur crudos extra-pesados de hasta 4degAPI (Fiorillo
1987)
225 Recuperacioacuten Teacutermica
Proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las
acumulaciones subterraacuteneas (yacimiento) de compuestos orgaacutenicos con el
propoacutesito de producir hidrocarburos a traveacutes de los pozos
En el caso de petroacuteleos viscosos se utiliza calor para mejorar la eficiencia de
desplazamiento y su nivel de extraccioacuten La reduccioacuten de la viscosidad del
petroacuteleo que acompantildea al incremento de temperatura permite no solo que el
petroacuteleo fluya maacutes faacutecilmente sino tambieacuten resulta en una relacioacuten de movilidad
maacutes favorable durante te desplazamiento de petroacuteleo con agua (Bricentildeo 2015)
La figura 21 representa un ejemplo graacutefico de la viscosidad que puede
presentar un crudo en el yacimiento y la que adquiririacutea posteriormente al aplicar
15
alguacuten proceso teacutermico que le agregue un diferencial de temperatura extra al
yacimiento
Figura 21 Viscosidad del crudo vs Temperatura Fuente Puerta (2015)
Los beneficios obtenidos con los meacutetodos teacutermicos son la reduccioacuten de la
saturacioacuten del crudo residual a consecuencia de la expansioacuten teacutermica aumento
de la eficiencia areal por efecto de la mejora en la razoacuten movilidad destilacioacuten
con vapor y craqueo teacutermico
2251 Clasificacioacuten de los procesos de recuperacioacuten teacutermica
Los procesos teacutermicos de extraccioacuten utilizados hasta el presente se clasifican en
dos tipos aquellos que implican la inyeccioacuten de un fluido caliente en el
yacimiento y los que utilizan la generacioacuten de calor en el propio yacimiento A
estos uacuteltimos se les conoce como ldquoProcesos In Siturdquo entre los cuales cabe
mencionar el proceso de Combustioacuten In Situ Tambieacuten se pueden clasificar
como Desplazamientos Teacutermicos o Tratamientos de Estimulacioacuten Teacutermica
(Bricentildeo 2015)
22511 Inyeccioacuten de fluidos calientes
Los procesos de inyeccioacuten de fluidos calientes envuelven la inyeccioacuten de
fluidos previamente calentados en yacimientos relativamente friacuteos La variedad
de fluidos incluyen los maacutes comunes como el agua (tanto liacutequida como en
forma de vapor) y el aire hasta otros gases de combustioacuten y solventes (Bricentildeo
2015)
16
22512 Recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua caliente
La inyeccioacuten de agua caliente es un proceso teacutermico de desplazamiento es
probablemente el proceso teacutermico de recuperacioacuten maacutes simple y seguro En
algunos casos dependiendo de las caracteriacutesticas del yacimiento puede ser el
maacutes econoacutemico y ventajoso el proceso consiste en inyectar agua caliente a
traveacutes de un cierto nuacutemero de pozos y producir el petroacuteleo por otros Los pozos
de inyeccioacuten y produccioacuten se perforan en arreglos tal como en los procesos de
inyeccioacuten convencional de agua (waterflooding) o la inyeccioacuten continua de
vapor
La inyeccioacuten de agua caliente involucra el flujo de dos fases agua y petroacuteleo
En este sentido los elementos de la inyeccioacuten de agua caliente son
relativamente faacuteciles de describir ya que se trata baacutesicamente de un proceso de
desplazamiento en el cual el petroacuteleo es desplazado inmisciblemente tanto por
agua caliente como friacutea Se aplican a crudos relativamente viscosos
permitiendo asiacute mejorar las condiciones de desplazamiento desde yacimiento
hasta la superficie (Bricentildeo 2015)
Figura 22 Inyecciones de agua caliente Fuente Bricentildeo (2015)
226 Propiedades petrofiacutesicas de la roca
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la roca de yacimiento incluyen la permeabilidad y
la porosidad las cuales indican el comportamiento que puede describir la roca
al interactuar con los fluidos de yacimientos (Araujo 2004)
17
2261 Porosidad (120601)
La porosidad es una medida del espacio vaciacuteo existente entre granos dentro de
la roca expresada como una fraccioacuten (o porcentaje) del volumen total de la roca
Representa el porcentaje del volumen total de la roca que estaacute constituido por el
espacio poroso en la Tabla 22 se reportan algunos valores de porosidad de los
minerales que conforman los sistemas de yacimientos (Araujo 2004)
Tabla 22 Porosidad de los minerales de yacimientos
Material Porosidad
()
Arena 25 - 50
Limo 25 - 50
Arcilla 40 - 70
Basalto Fracturado 5 - 50
Dolomita 0 - 20
Roca Cristalizada Fracturada 0 - 10
Roca Cristalina Densa 0 - 5
Fuente Araujo (2004)
Los yacimientos con baja porosidad tienden a no ser explotables desde el punto
de vista econoacutemico siendo valores comunes de porosidad para formaciones
consolidadas entre 10 y 25 llegando hasta 50 o maacutes en arenas no
consolidadas (Araujo 2004)
2262 Permeabilidad (K)
La permeabilidad de un medio poroso es la habilidad que presenta eacuteste para
dejar pasar un fluido a traveacutes de sus poros interconectados yo red de fracturas
es decir es una caracteriacutestica de la roca Como la permeabilidad depende de la
continuidad de los poros no existe en teoriacutea una uacutenica relacioacuten entre la
porosidad absoluta de una roca y su permeabilidad (Araujo 2004)
2263 Saturacioacuten del fluido
Fraccioacuten del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes
(Araujo 2004) Se identifica Sw como saturacioacuten de agua y So saturacioacuten de
petroacuteleo
18
2264 Tapoacuten
Es una muestra de un nuacutecleo de arena no consolidada que es tomada de la
formacioacuten rocosa y que tiene forma similar a un cilindro empacada de tal
manera facilitando asiacute su manipulacioacuten y permitiendo el anaacutelisis experimental
de la misma (Araujo 2004)
227 Propiedades teacutermicas en los yacimientos
Las propiedades teacutermicas son de gran importancia debido a que son una parte
fundamental en el estudio de transporte de energiacutea en forma de calor en
sistemas roca-fluidos aplicado en la prediccioacuten de la explotacioacuten de
yacimientos petroliacuteferos Las propiedades maacutes importantes son las que se
describen a continuacioacuten
2271 Calor especiacutefico (Ce)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a una unidad por masa para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de correlaciones
o encontrarse tabulada Chevertenkov et al (2013) Su unidad de medida es
energiacutea en forma de calor entre unidad de masa por temperatura en escala de
laboratorio las unidades son JKg degC Se calcula con la siguiente ecuacioacuten
119862119890 = ((119872119907119888lowast119862119890119907119888)+(119872119905lowast119862119890119905lowast119879119894119905)))
119872119904lowast(119879119904minus119879119890) (Ec1)
Donde
Ce calor especiacutefico (JKg degC) Mvc masa del vaso calorimeacutetrico (Kg) Cevc
calor especiacutefico del vaso calorimeacutetrico (JKg degC) Mt masa del termoacutemetro
(Kg) Cet calor especiacutefico del termoacutemetro (JKg degC) Te temperatura (degC) y Ts
temperatura del soacutelido (degC)
2272 Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cv)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a la unidad de volumen para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de
correlaciones o encontrarse tabulada (Maiquiza 2008) Su unidad de medida es
19
energiacutea en forma de calor entre unidad de volumen por temperatura en escala
de laboratorio las unidades son (Jcm3degC) Su expresioacuten matemaacutetica
119862119907 = 120588 lowast 119862119890 (Ec2)
Donde
Cv capacidad caloriacutefica (Jcm3degC) ρ densidad (Kgcm3) Ce Calor especiacutefico
(JKg degC)
2273 Difusividad teacutermica (120630)
Esta determina la velocidad con la que se desplaza un frente de temperatura a
traveacutes del medio Chevertenkov et al (2013) Su unidad es medida es de aacuterea
entre tiempo a escala de laboratorio Las unidades son (m2s) Para obtener su
valor se emplea la siguiente ecuacioacuten
120572 = 119896
120588119862119890 (Ec3)
Donde
120572 difusividad teacutermica del material (m2s) K conductividad teacutermica
(JcmmindegC) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg
degC)
2274 Conductividad teacutermica (K)
Es una propiedad del material que indica la cantidad de calor transferida por
unidad de tiempo a traveacutes del material por unidad de aacuterea transversal normal un
gradiente unitario de temperatura bajo condiciones de estado estacionario y en
la ausencia de cualquier movimiento de fluido o partiacuteculas En general la
conductividad teacutermica de cualquier material variacutea con la presioacuten y la
temperatura En muchos caacutelculos de ingenieriacutea de yacimientos los valores
promedio sobre las condiciones esperadas son adecuados a menos que exista
un cambio de fase Prats (1987) Su unidad de medida es energiacutea en forma de
calor entre unidad de longitud por unidad de tiempo por temperatura en escala
20
de laboratorio las unidades son (JcmmindegC) Se calcula mediante la siguiente
operacioacuten
119870 = 120572 lowast 120588 lowast 119862119890 (Ec4)
Donde
K conductividad teacutermica (JcmmindegC) 120572 difusividad teacutermica del material
(m2s) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg degC)
22741 Conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se obtiene mediante una relacioacuten propuesta por Cragoe (ecuacioacuten 5) para
fracciones de petroacuteleos y mezclas de hidrocarburos en general
119870119900 =00677(1minus0000(119879minus32))
radicγo (Ec5)
Donde Ko conductividad teacutermica (BTUhrmiddotpiemiddotdegF) T temperatura (degF) γo
gravedad especiacutefica del petroacuteleo Posteriormente llevado a las unidades de labo-
ratorio
22742 Conductividad teacutermica del agua
Se obtiene a partir de una interpolacioacuten con los valores reportados en una
tabla en la paacutegina web de la faculta de ingenieriacutea de la Universidad de
Buenos Aires
21
Tabla 23 Valores de conductividad teacutermica del agua
228 Calorimetriacutea
La calorimetriacutea se basa en la medicioacuten del calor a traveacutes del principio en que
dos sustancias que inicialmente estaacuten a diferentes temperaturas buscaraacuten
estabilizarse teacutermicamente sin cambiar de fase o composicioacuten transfiriendo
calor dentro del sistema hasta alcanzar una temperatura de equilibrio esta se
puede realizar a traveacutes de un recipiente adiabaacutetico donde la energiacutea no puede
atravesar el sistema aunque este tipo de sistemas no existen en la realidad lo
maacutes parecido es un termo Un caloriacutemetro es una especie de olla con tapa
conserva bien el friacuteo y el calor (Fourty 2013)
Se usa la medicioacuten del calor para evaluar el calor especiacutefico (a traveacutes de la
ecuacioacuten 1) y una vez obtenido el calor especiacutefico a traveacutes de la calorimetriacutea se
puede determinar la capacidad caloriacutefica (mediante la ecuacioacuten 2) de una
sustancia soacutelida o liacutequida
229 Transferencia de calor
Es un proceso por el que se intercambia energiacutea en forma de calor entre
distintos cuerpos o entre diferentes partes de un mismo cuerpo que estaacuten a
distinta temperatura y fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a
regiones de bajas temperaturas El calor se transfiere mediante conveccioacuten
22
radiacioacuten o conduccioacuten Aunque estos tres procesos pueden tener lugar
simultaacuteneamente puede ocurrir que uno de los mecanismos predomine sobre
los otros dos (Bricentildeo 2015)
2291 Meacutetodos de transferencia de calor
Por definicioacuten calor es la energiacutea que se transfiere como resultado de una
diferencia o gradiente de temperatura Matemaacuteticamente es una cantidad
vectorial que fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a regiones de
bajas temperaturas (Maiquiza 2008) Los mecanismos baacutesicos de transferencia
de calor son
22911 Conduccioacuten
Es la transferencia de calor de una parte de un cuerpo a alta temperatura a otra
parte del mismo a menor temperatura o de un cuerpo a alta temperatura a otro
cuerpo a menor temperatura en contacto fiacutesico con eacutel La ley fiacutesica que
describe el calor por conduccioacuten se conoce como la primera Ley de Fourier
propuesta en 1822 (Bricentildeo 2015)
22912 Radiacioacuten
Es el proceso por el cual el calor es transferido por ondas electromagneacuteticas
(Bricentildeo 2015)
22913 Conveccioacuten
La transferencia de energiacutea en forma de calor se da desde una superficie hacia
un fluido (gas o liacutequido) en movimiento o del fluido en movimiento hacia la
superficie en contacto con eacutel o de una parte de fluido en movimiento a mayor
temperatura hacia otra parte del mismo fluido a menor temperatura Si el
movimiento del fluido se debe a la aplicacioacuten de alguna fuerza (bomba
abanico etc) se dice que existe conveccioacuten forzada Si el fluido se mueve por
diferencia de densidades debido a diferencias de temperaturas se dice que hay
conveccioacuten libre (Maiquiza 2008) Ejemplo flujo de agua caliente vapor que
condensa en direccioacuten del flujo
23
2210 Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN)
La RMN se basa en la respuesta de los nuacutecleos de hidroacutegeno cuando son
expuestos a un campo magneacutetico de alta homogeneidad Su principio fiacutesico
consta de un nuacutecleo de un elemento cuando es colocado bajo el efecto de un
campo magneacutetico este se puede alinear en la misma direccioacuten del campo o en
contra de eacutel diferenciaacutendose dos estados de energiacutea en donde el nivel de baja
energiacutea tambieacuten es denominado estado de equilibrio Debido a que la diferencia
entre ambos estados de equilibrio es muy pequentildea ciertas perturbaciones hacen
que los aacutetomos cambien faacutecilmente de un estado de energiacutea a otro (se crea una
situacioacuten de resonancia) emitiendo cierta cantidad de radiacioacuten en este proceso
siendo estas ondas lo que se capta en una herramienta de RMN lo cual
constituye el principio fiacutesico de su funcionamiento
El nuacutecleo de hidroacutegeno se puede considerar como una barra imantada cuyo eje
magneacutetico estaacute alineado con el eje del momento rotacional del nuacutecleo Cuando
no existe la influencia de ninguacuten campo magneacutetico los nuacutecleos estaacuten alineados
al azar El hidroacutegeno posee momento magneacutetico y es un elemento abundante
en los fluidos contenidos en el espacio poroso de las rocas Las herramientas de
RMN desarrolladas hasta ahora para la evaluacioacuten de formaciones son aplicadas
a la manipulacioacuten de nuacutecleos de hidroacutegeno el cual posee un solo protoacuten Grillo
et al (2014)
2211 Simulacioacuten de yacimientos
La simulacioacuten de yacimientos es una ciencia que combina la fiacutesica la
matemaacutetica la geologiacutea la ingenieriacutea de yacimientos y programacioacuten de
computadores para desarrollar herramientas que pronostiquen el
comportamiento de los yacimientos de hidrocarburos bajo diferentes
condiciones de operacioacuten (Sepuacutelveda 2005)
Esta ciencia es indispensable para obtener predicciones aproximadas del
desarrollo de un yacimiento Dicha necesidad nace del hecho que un proyecto
de recuperacioacuten de un campo de hidrocarburos involucra una inversioacuten de
24
cientos de millones de doacutelares y presenta varios riesgos que estaacuten asociados con
el desarrollo seleccionado y por tanto se precisa la evaluacioacuten y minimizacioacuten
de dichos riesgos Los factores que contribuyen al riesgo incluyen
Complejidad del yacimiento debido a las propiedades de
heterogeneidad y anisotropiacutea de las rocas
Variaciones regionales del flujo de fluidos y caracteriacutesticas de las
curvas de permeabilidades relativas
Complejidad del mecanismo de recobro de hidrocarburos
Aplicabilidad de otros meacutetodos predictivos limitados e inapropiados
22111 Etapas para la simulacioacuten de yacimientos
Para la creacioacuten de un modelo de simulacioacuten de yacimientos que permita
predecir el comportamiento del flujo de fluidos en el medio poroso se requiere
generar una representacioacuten del yacimiento a partir de datos geoloacutegicos
geofiacutesicos y de ingenieriacutea para crear el modelo estaacutetico Posteriormente integrar
esta informacioacuten geoloacutegica con la descripcioacuten de comportamiento
termodinaacutemico de los fluidos para estimar los voluacutemenes en sitio y finalmente
lograr aproximar el comportamiento del yacimiento a traveacutes de un modelo
dinaacutemico que permita evaluar distintos escenarios de explotacioacuten de las
reservas del yacimiento
En el modelo estaacutetico estaacute conformado por diversos sub-modelos los cuales se
trabajan por separado y luego se uniraacuten para formarlo
Modelo estructural este describe la geometriacutea del yacimiento como
fallas discontinuidad en las capas liacutemites del yacimiento
Modelo sedimentoloacutegico y estratigraacutefico caracteriacutesticas de la formacioacuten
productora liacutemites del yacimiento caracteriacutesticas del acuiacutefero ambiente
sedimentario predominante
25
Modelo petrofiacutesico contiene los datos de porosidad permeabilidad
volumen de arcilla saturacioacuten irreducible de agua y saturacioacuten de agua
movible (Sepuacutelveda 2005)
Modelo geomecaacutenico constituye una recoleccioacuten de los datos
necesarios para efectuar predicciones cuantitativas y cualitativas del
comportamiento esfuerzo-deformacioacuten de la roca yacimiento Estos
datos incluyen los esfuerzos presentes en el subsuelo la presioacuten de poro
las propiedades elaacutesticas la resistencia y la estructura de las rocas y
datos numeacutericos tales como la presencia de un intenso fracturamiento
natural (Cook 2016)
El modelo dinaacutemico se encarga de estudiar la hidraacuteulica de los fluidos
dentro del medio poroso el comportamiento de las presiones la
produccioacuten y el efecto de cada una de las variables involucradas en el
proceso permitiendo identificar el mejor escenario para la produccioacuten
eficiente del yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
Primero se identifican las condiciones iniciales y de frontera del modelo de
simulacioacuten luego se realiza una inicializacioacuten para reproducir las condiciones
originales de los fluidos presentes en el yacimiento posteriormente se ejecuta el
ajuste histoacuterico esto para comprobar la calidad del modelo una vez realizado
esto se puede llevar a cabo las respectivas predicciones del comportamiento del
modelo en el futuro (Sepuacutelveda 2005)
22112 Mecanismos de desplazamiento
Para obtener una descripcioacuten fiacutesica del yacimiento real es necesario conocer el
mecanismo de desplazamiento predominante (compresibilidad de la roca
liberacioacuten de gas en solucioacuten segregacioacuten de gas gravitacional empuje por
capa de gas y empuje hidraacuteulico) de acuerdo a esto el modelo debe representar
esta caiacuteda de presioacuten en el yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
26
22113 Propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades petrofiacutesicas se determinan en el laboratorio con pequentildeos
nuacutecleos obtenidos del yacimiento estas deben ser representativas del
yacimiento Para asegurar una mayor precisioacuten en estos datos se puede obtener
informacioacuten complementaria de estas propiedades Dicha informacioacuten la
proporcionan los registros geofiacutesicos y los anaacutelisis de prueba de presioacuten
Ademaacutes existen correlaciones numeacutericas para la obtencioacuten de estas
propiedades y pueden ser de utilidad en cuando no se tengan datos disponibles
(Sepuacutelveda 2005)
Los datos petrofiacutesicos que se necesitan para efectuar una simulacioacuten son
Porosidades
Permeabilidades
Saturaciones de agua petroacuteleo y gas
Presioacuten capilar entre diferentes interfaces
Permeabilidad relativa al agua petroacuteleo y al gas
Compresibilidad de la formacioacuten
22114 Propiedades PVT de los fluidos
Las propiedades de los fluidos son tambieacuten obtenidas en el laboratorio por
medio de muestras obtenidas de los pozos Para poder lograr una descripcioacuten
termodinaacutemica aceptable deben de realizarse tomas de muestras vaacutelidas y
representativas del fluido de yacimiento posteriormente someter las muestras a
condiciones de presioacuten volumen y temperatura que imiten las condiciones del
subsuelo para reproducir el comportamiento de los fluidos que permitan realizar
pronoacutesticos de produccioacuten durante la simulacioacuten numeacuterica (Sepuacutelveda 2005)
Las propiedades de los fluidos que generalmente se requieren en un trabajo de
simulacioacuten son
Factores de volumen del agua del petroacuteleo y del gas (Bw Bo Bg)
27
Relacioacuten de solubilidad del gas en el petroacuteleo y en el agua (Rso Rsw)
Viscosidades del agua del petroacuteleo y del gas (μw μo μg)
Compresibilidad del agua del petroacuteleo y del gas (Cw Co Cg)
Comportamiento de fases
Presioacuten de saturacioacuten
22115 Datos de produccioacuten
Cuando se trata de hacer un ajuste del modelo con la historia del yacimiento se
requieren conocer el meacutetodo de produccioacuten y la declinacioacuten de la presioacuten Estos
datos de produccioacuten que se necesitan para cada pozo se pueden desglosar en
los siguientes puntos
Flujo de petroacuteleo vs Tiempo
Flujo de gas vs Tiempo
Flujo de agua vs Tiempo
Presiones vs Tiempo
Ademaacutes es preciso contar con los iacutendices de productividad y si es el caso con
los iacutendices de inyeccioacuten de los pozos que integran el yacimiento En la praacutectica
generalmente se cuenta con un registro completo de la tasa de produccioacuten de
petroacuteleo de cada pozo pero no pasa lo mismo con los datos de produccioacuten de
gas y de agua cuya informacioacuten la mayoriacutea de las veces es limitada Por ello se
necesita que con los datos disponibles se elabore una graacutefica como la que se
presenta en la Figura 23 que permita interpolando obtener una informacioacuten
maacutes completa
28
Figura 23 Graacutefica tasas de fluidos en funcioacuten del tiempo (Sepuacutelveda 2005)
22116 Simulador de recuperacioacuten teacutermica
Este tipo de modelo se utiliza para simular el comportamiento de los
yacimientos sujetos a alguacuten proceso de recuperacioacuten mejorada por medio de
meacutetodos teacutermicos cuyo objetivo principal es proporcionar energiacutea caloriacutefica al
petroacuteleo con el fin de disminuir su viscosidad y de esta forma facilitar su flujo
hacia los pozos productores Este tipo de meacutetodos puede clasificarse en
Inyeccioacuten de fluidos calientes que pueden ser agua caliente o vapor
Combustioacuten en sitio
Calentamiento electromagneacutetico
Los simuladores que se emplean para este tipo de procesos son complejos
pues requieren el uso de correlaciones que describan las propiedades PVT de
los fluidos para n-componentes como funcioacuten de la presioacuten de la temperatura y
de la composicioacuten (Sepuacutelveda 2005)
22117 Descripcioacuten de la herramienta de simulacioacuten numeacuterica
Por sus siglas en ingleacutes ldquoComputer Modelling Grouprdquo (CMG) es una empresa
de simulacioacuten de yacimientos canadiense la cual cuenta con diferentes
softwares para la simulacioacuten de diferentes tipos de yacimientos
221171 BUILDERreg
Es el pre-procesador en 2D y 3D estaacute basada en MS-Windows que puede ser
usada para crear los datos de entrada dat (aset) para los simuladores los cuales
29
son IMEXreg GEMreg y STARSreg soportados por Builder Este cubre todas las
aacutereas de los datos de entrada en una interfaz sencilla para el usuario
incluyendo crear e importar celdas y propiedades de celda localizando pozos
importando los datos de produccioacuten o creando modelos de fluidos propiedades
roca-fluidos y condiciones iniciales A continuacioacuten se describe el empleado en
este trabajo
221172 STARSreg
Por sus siglas en ingleacutes ldquoSteam Thermal and Advanced Proceses Reservoir
Simulatorrdquo es el simulador pseudocomposicional utiliza valores-k teacutermico e
isoteacutermico quiacutemico y geomecaacutenico usados para analizar yacimientos
estimulados por quiacutemicos e ideal para modelar procesos de recuperacioacuten
avanzada que implica la inyeccioacuten de vapor solventes aire y quiacutemicos Su
cineacutetica de reaccioacuten robusta y capacidades geomecaacutenicas lo hacen el simulador
de yacimientos maacutes completo y flexible disponible en el mercado para modelar
los procesos de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo y gas
221173 RESULTSreg
Es un post-procesador donde se permite la visualizacioacuten y animacioacuten de los
resultados en 2D y 3D como graacuteficos y videos (CMG 2015)
2212 Sistema integral
Es aquel sistemas donde el valor de conductividad fue obtenido al estudiar un
tapoacuten saturado de fluidos (agua a saturacioacuten de agua residual y el resto del vo-
lumen poroso ocupado por petroacuteleo) es decir representa el sistema roca-fluido
evaluado como un elemento
2213 Sistema discreto
El escenario donde cada uno de los componentes del sistema (arena agua y
crudo) son estudiados por separado para obtener el valor de conductividad teacuter-
mica de cada elemento
30
2214 Modelo integral
Es aquel modelo que se genera en el simulador al introducir un uacutenico y mismo
valor de conductividad teacutermica para cada uno de los elementos presentes (flui-
dos y roca) Es decir la conductividades teacutermicas son iguales (Kr = Ko = Kw) y
es el valor obtenido del sistema integral
2215 Modelo discreto
Es aquel modelo que en el que se asigna el respectivo valor de conductividad
teacutermica a cada fase o elemento presente
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos
De los cuatro paraacutemetros teacutermicos propuesto para estudiar (calor
especiacutefico capacidad caloriacutefica volumeacutetrica difusividad teacutermica y
conductividad teacutermica) se realiza la introduccioacuten directa al simulador
de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y conductividad teacutermica e
indirectamente de calor especiacutefico y difusividad teacutermica ya que estos
valores son necesarios para la obtencioacuten de los paraacutemetros a introducir
El simulador solo admite el valor de capacidad caloriacutefica volumetriacutea de
la roca sin fluidos
Es importante acotar que para efecto del presente trabajo de
investigacioacuten se ha estudiado solo el caso de saturacioacuten de la muestra
con agua y petroacuteleo Por lo tanto no se hace referencia a las ecuaciones
ni keywords que representan a la fase gaseosa o soacutelida
Al realizar el estudio de RMN y calorimetriacutea para la obtencioacuten de los
paraacutemetros teacutermicos (del sistema no consolidado con fluido) la
muestra se encontraba a la saturacioacuten de agua y petroacuteleo inicial y no se
verificoacute si ocurrioacute alguna variacioacuten de la saturacioacuten del agua por efecto
del aumento de temperatura (evaporacioacuten) tampoco fue estudiado la
31
variacioacuten de los valores de paraacutemetros teacutermicos al realizar el aumento
de la saturacioacuten de agua (barrido de la prueba de desplazamiento)
consideraacutendose dicha variable en el caacutelculo de la conductividad total
del sistema
El simulador emplea las siguientes ecuaciones para el caacutelculo de
capacidad caloriacutefica total y de conductividad teacutermica total
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total
La capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total se calcula con STARSreg mediante una
ponderacioacuten (por volumen) de las capacidades caloriacuteficas de las fases presentes
en el sistema se introduce el valor de la capacidad de la roca y el valor de las
capacidades de los fluidos es calculado internamente por el simulador a partir
de los datos PVT donde calcula los calores especiacuteficos que obtiene a traveacutes de
las entalpias y lo multiplica por los valores de densidad Se calcula mediante la
siguiente ecuacioacuten
119862119907119905119900119905119886119897 = (1ndash 120593119907) middot 119862119907119903 + 120593119891 (119878119908 middot 119862119907119908 + 119878119900 middot 119862119907119900) (Ec6)
Doacutende
119862119907119903 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca 119862119907w capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica del agua 119862119907119900 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica del petroacuteleo 120593119907
corresponde a la porosidad del vaciacuteo (soacutelido maacutes fluidos) 120593119891 corresponde a la
porosidad de los fluidos (fluidos solamente)
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total
Para el caacutelculo de la conductividad teacutermica total THCONMIX existen 3
meacutetodos o ecuaciones que se utilizan para mezclar las conductividades teacutermicas
de la roca y de las fases Las opciones de mezclado afectan los valores de
conductividad teacutermica de la roca y fases A continuacioacuten se presentan las
opciones que posee el simulador para realizar este caacutelculo
32
221612 Simple
Al habilitar esta opcioacuten se pueden introducir los valores de forma integral
(asignando el mismo valor de conductividad a los elementos presentes en este
caso roca thconr agua thconw y crudo thcono) para especificar una
conductividad teacutermica constante (independiente de la porosidad saturacioacuten y
temperatura) Este escenario resulta apropiado cuando la conduccioacuten teacutermica no
aporta de manera significativa al proceso de recuperacioacuten por ej casos a
escala de campo con gradientes de temperatura modestas entre bloques
De lo contrario para el caso de los modelos discretos se asigna el respectivo
valor de conductividad de cada elemento (rocas y fases)
La ecuacioacuten de mezclado ponderada por volumen SIMPLE de la
conductividad teacutermica es
119870119898119894119909 = 120593119891(119870119908119878119908 + 119870119900119878119900) + (1 minus 120593119907)119870119903 (Ec7)
Doacutende
119870119908 conductividad teacutermica del agua 119870119900 conductividad teacutermica del petroacuteleo 119870119903
conductividad teacutermica de la roca
221613 Complex
La palabra clave COMPLEX especifica el mezclado de las conductividades
teacutermicas de la roca y las fases Al contrario que el caso Simple se requiere
especificar las respectivas propiedades teacutermicas para cada fase presente
Mezcla no lineal
Las conductividades teacutermicas se ponderan mediante uso de la correlacioacuten de
Anand (1973) El valor de la conductividad teacutermica de la mezcla de liacutequido-
roca (kLminusr) se expresa de la siguiente manera
33
kLminusr = (So ko+Sw kw)
(So+Sw)lowast
(kr
(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)028minus0757lowastlog10emptyminus0057lowastlog10(
kr(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)
(Ec8)
221614 Temper
La opcioacuten TEMPER especifica el tipo de mezclado COMPLEX con una
correccioacuten de temperatura adicional Somerton (1974) realiza una correccioacuten
por efecto de temperatura En el simulador STARSreg esta modificacioacuten se
puede realizar despueacutes de calcular el valor de la conductividad teacutermica de la
mezcla de liacutequido-roca La unidad de κ se expresa en Jm-diacutea-degK y la unidad de
temperatura es (degK)
k = kLminusr ndash17524x10minus5(TndashTr)( kLminusr ndash 119616)kLminusrminus064kLminusr(18 lowast 10minus3 middot T)minus36784lowast10minus6lowast kLminusr
(Ec9)
Donde
T valor de la temperatura respectivo a cada espacio de tiempo (degK) Tr
temperatura de referencia (degK)
Temperatura que corresponde a los siguientes datos de entrada
1 Datos de densidad liacutequida (MOLDEN MASSDEN o MOLVOL)
2 Datos de entalpiacutea de la fase liacutequida y fase gas (CPL1 CPG1 etc)
3 Capacidad de formacioacuten de calor (ROCKCP)
4 Datos de conductividad (thconr thconw thcono)
Esta opcioacuten de dependencia de temperatura se considera obsoleta y ha sido
reemplazada efectivamente por la palabra clave THCONTAB
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB)
Es una opcioacuten que se encuentra en la misma ventana donde se ingresa los
valores de conductividad de cada fase (ver la parte inferior de la figura 414) Al
habilitarla permite seleccionar si los valores de conductividad a ingresar son
isotroacutepicos o anisotroacutepicos Al seleccionar la opcioacuten conductividad isotroacutepica
34
permite especificar los valores de conductividad de roca agua petroacuteleo gas y
soacutelido (Kr Kw Ko Kg y Ks) correspondiente a cada valor de temperatura
considerando que conserva la misma magnitud en cualquier direccioacuten Al
seleccionar la opcioacuten conductividad anisotroacutepica permite ademaacutes de especificar
los valores de conductividad en las direcciones i j k de cada fase a una
respectiva temperatura se puede considerar la variacioacuten de la magnitud en las
distintas direcciones espaciales
No se puede usar las palabras claves THCONMIX TEMPER con esta
opcioacuten Si solamente hay una fila la conductividad teacutermica no variacutea con la
temperatura Las entradas de temperatura deben colocarse en orden creciente y
espaciada de manera uniforme
Al habilitar THCONTAB se especifica valores de la roca y de todos los
fluidos esto anula y reemplaza los valores especificados por las palabras claves
thconr thconw y thcono
35
CAPIacuteTULO III
AacuteREA DE ESTUDIO
31 Descripcioacuten del aacuterea de estudio
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco
La Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se encuentra localizada en el aacuterea central
de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela y se extiende entre los estados
Monagas Anzoaacutetegui y Guaacuterico a unos 450 Km de Caracas Distrito Capital de
la Repuacuteblica Como puede observarse en la figura 31 en la actualidad se
encuentra dividida en cuatro (4) aacutereas de produccioacuten denominadas Boyacaacute
Juniacuten Ayacucho y Carabobo con una extensioacuten total de 55314 Km2 (de los
cuales 11555 Km2 se encuentran bajo produccioacuten de crudo extra-pesado) y
limita al sur con el riacuteo Orinoco (Puerta 2015)
Figura 31 Faja Petroliacutefera del Orinoco Fuente Puerta (2015)
36
312 Aacuterea de Carabobo
El aacuterea correspondiente a Carabobo consiste en una franja que se extiende
desde el sureste del Estado Anzoaacutetegui cubriendo toda la parte meridional del
estado Monagas con una longitud de alrededor de 160 Km por unos 45 Km de
ancho Como puede apreciarse en la Figura 32 el aacuterea Carabobo limita al norte
con las llanuras surentildeas del estado Monagas al sur con el riacuteo Orinoco al este
con el estado Delta Amacuro y al oeste con el aacuterea Ayacucho de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco (Puerta 2015)
Figura 32 Aacuterea de Carabobo y sus liacutemites territoriales Fuente Puerta (2015)
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas
El aacuterea de Carabobo forma parte del flanco sur de la cuenca sedimentaria
oriental de
Venezuela Eacutesta es una cuenca asimeacutetrica cuyo eje mayor va en direccioacuten este-
oeste su origen se remonta al periacuteodo Paleozoico y que en los periacuteodos
siguientes fue adquiriendo su configuracioacuten actual completaacutendose desde el
Terciario hasta el presente (Puerta 2015)
La Cuenca Oriental de Venezuela constituye la segunda cuenca petroliacutefera en
importancia para el paiacutes entre las cuatro existentes y estaacute delimitada hacia el
norte por la Cordillera de la Costa al sur por el Macizo Guayaneacutes al este por la
37
plataforma del Delta del Orinoco y al oeste por el lineamiento de El Bauacutel tal y
como se puede apreciar en la figura 33
Figura 33 Cuencas Petroliacuteferas de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela Fuente Puerta
(2015)
314 Estratigrafiacutea regional
La columna estratigraacutefica de Carabobo comienza con un complejo iacutegneo-
metamoacuterfico de edad pre-caacutembrica que se constituye como Basamento Le
sigue en contacto discordante la Formacioacuten Oficina de edad Mioceno Inferior a
Medio con sus cuatros miembros como son Morichal Yabo Jobo y Piloacuten
siguiendo la Formacioacuten Freites de edad Mioceno Superior y por uacuteltimo las
Formaciones Las Piedras-Mesa que corresponden al Plioceno-Pleistoceno y que
no es posible diferenciarlas en el aacuterea (Puerta 2015)
315 Miembro Morichal
Es el maacutes profundo de todos representado por una secuencia de arenas
transgresivas cuarzosas de color marroacuten de grano medio con pobre
escogimiento poco consolidadas intercaladas con capas de lutitas y limolitas
con presencia de intervalos de carboacuten Hacia la base del intervalo existen arenas
masivas poco consolidadas asociadas a un ambiente fluvial donde pueden
encontrarse espesores importantes mientras que en la seccioacuten media y superior
38
se observan arenas intercaladas con lutitas y limolitas con presencia de
carbones que fueron depositados en un ambiente deltaico en el que los
espesores de arena son menores Hacia el este de Carabobo el miembro
Morichal se va reduciendo hasta desaparecer y acuntildearse contra el Alto de
Uverito El contacto inferior es discordante con el basamento iacutegneo-
metamoacuterfico al sur y con el Cretaacutecico al norte y concordante en el tope con el
miembro Yabo de la misma formacioacuten (Puerta 2015)
A continuacioacuten se muestra en la figura 34 la columna estratigraacutefica tipo para el
aacuterea de Carabobo presentado en profundidad y edad geoloacutegica
Figura 34 Configuracioacuten Estructural Fuente Archivos de Petroindependencia SA
En cuanto a la configuracioacuten estructural se interpreta mediante informacioacuten
siacutesmica que consiste en un suave e irregular homoclinal fallado de rumbo este-
oeste a norestesuroeste con un buzamiento general al norte-noroeste con un
aacutengulo que oscila entre 2ordm y 4ordm Fallas de tipo normal afectan principalmente al
basamento y la parte inferior de la Formacioacuten Oficina por lo que se interpreta
que eacutestas se originaron antes de la sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y
se reactivaron con cada evento tectoacutenico que ocurrioacute desde el Mioceno hasta el
presente asiacute como tambieacuten se formaron nuevas fallas que afectan uacutenicamente la
secuencia sedimentaria El fallamiento principal tiene orientacioacuten noreste-
39
suroeste y buzamientos al suroeste y sureste Tambieacuten se observan algunas
fallas de orientacioacuten noroeste-sureste esteoeste y norte-sur con buzamientos de
orientacioacuten variable Las fallas del basamento se formaron antes de la
sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y se reactivaron con cada evento
tectoacutenico que ocurrioacute al norte de Venezuela entre las placas Caribe y
Sudameacuterica desde el Mioceno al presente asiacute como tambieacuten se formaron
nuevas fallas que solo afectan a la secuencia sedimentaria El desplazamiento
vertical de las fallas que afectan el basamento y la parte inferior de la secuencia
sedimentaria variacutea de 50 a 200 pies (Puerta 2015)
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas
Los principales yacimientos del aacuterea de Carabobo corresponden a las unidades
inferior medio y superior del miembro Morichal de la Formacioacuten Oficina
dicha seccioacuten posee desde 200 hasta 1100 pies de espesor a lo largo de toda el
aacuterea Estas arenas fueron originadas de las tierras altas de Guayana al Sur del
Orinoco en donde los riacuteos que fluiacutean hacia el norte arrastraron las arenas y
fueron depositadas como una sucesioacuten de canales fluviales deltas y ambientes
marinos someros La zona maacutes profunda Morichal Inferior es un depoacutesito
fluvial de arenas que por lo general presenta una orientacioacuten Norte-Sur
Morichal Medio por su parte es una unidad de arena de origen fluvio-deltaico
que se acuntildea hacia la zona central de las aacutereas sur y noreste La unidad Superior
es una seccioacuten de arena deltaica a marino somera que predomina en las aacutereas
sur y este de Carabobo En el caso de los miembros Jobo y Piloacuten eacutestos tambieacuten
poseen acumulaciones de hidrocarburos importantes pero se consideran como
secundarias en el aacuterea de la empresa mixta (Puerta 2015)
40
CAPIacuteTULO IV
MARCO METODOLOacuteGICO
41 Tipo de la investigacioacuten
La modalidad de la investigacioacuten cumple con las caracteriacutesticas del tipo
evaluativo
Seguacuten el autor (Zapata 2013) define
ldquoProceso sistemaacutetico disentildeado intencional y teacutecnicamente de recogida de
informacioacuten valiosa vaacutelida y fiable orientado a valorar la calidad y los logros
de un programa como base para la posterior toma de decisiones de mejora tanto
del programa como del personal implicado y de modo indirecto del cuerpo
social en el que se encuentra inmersordquo
En esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten numeacuterica
con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un sistema en el
que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y continua para a
su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y calorimetriacutea
para determinar dichas propiedades teacutermicas
42 Disentildeo de la investigacioacuten
La investigacioacuten se fundamenta bajo los principios de un disentildeo experimental
Seguacuten el autor Arias (2012) define
41
ldquoEl disentildeo experimental es aquel donde el investigador manipula una variable
experimental no comprobada bajo condiciones estrictamente controladas Su
objetivo es describir de queacute modo y porque causa se produce o puede
producirse un fenoacutemeno Busca predecir el futuro elaborar pronoacutesticos que una
vez confirmados se convierten en leyes y generalizaciones tendentes a
incrementar el cuacutemulo de conocimientos pedagoacutegicos y el mejoramiento de la
accioacuten educativardquo
Entonces al realizar los distintos tipos de simulaciones con los respectivos
anaacutelisis de sensibilidad se estaacute realizando experimentos con el fin de evaluar la
influencia del fenoacutemeno fiacutesico de transferencia de calor mediante el simulador
STARSreg alimentado por los datos obtenidos de pruebas de laboratorio
utilizando mediciones de propiedades teacutermicas de un sistema continuo y
discreto para la prediccioacuten del comportamiento del yacimiento al aplicar
meacutetodos de recuperacioacuten mejorada
43 Procedimiento metodoloacutegico
El presente estudio estaacute conformado en esencia por cinco fases las cuales a su
vez se componen internamente en diferentes etapas que cumplen con funciones
vitales para alcanzar de manera eficaz el objetivo general de la investigacioacuten
En la Figura 41 es posible observar el avance del estudio de acuerdo a sus (5)
fases
42
Figura 41 Fases de la metodologiacutea aplicada
431 Revisioacuten bibliograacutefica
En esta fase se llevoacute a cabo una revisioacuten bibliograacutefica necesaria para la
compresioacuten y realizacioacuten de la investigacioacuten todo relacionado a los meacutetodos de
recuperacioacuten teacutermicos simulacioacuten numeacuterica de yacimientos y paraacutemetros
teacutermicos
El material bibliograacutefico consultado comprende publicaciones libros revistas
y manuales teacutecnicos de diversas fuentes nacionales e internacionales como
PDVSA PDVSA-INTEVEP SPE SCHLUMBERGER entre otros Trabajos
especiales de grado de universidades nacionales como la UCV LUZ y UNEF e
internacionales como la USCO y EPN tambieacuten aportaron valiosa informacioacuten
Ademaacutes fue indispensable el estudio de manuales y guiacuteas como los de
FEDUPEL para la redaccioacuten y metodologiacutea de redaccioacuten del trabajo y CMG del
cual se obtuvieron las instrucciones para el uso de la herramienta y las
ecuaciones que emplea el simulador
43
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten
A continuacioacuten se presentan los procedimientos ejecutados por (Doumat 2016)
donde se obtuvieron los datos necesarios para alimentar el simulador por ello
se presenta una explicacioacuten amplia de todo el proceso
Preparacioacuten del tapoacuten para la simulacioacuten fiacutesica
El tapoacuten fue tomado directamente de cortes de nuacutecleos pertenecientes al Campo
Petrocarabobo utilizando un cilindro metaacutelico para la toma de muestra estos
estaban a una presioacuten de yacimiento de 1400 psi Se trabajoacute con nuacutecleos
uniformes que no estuviesen agrietados ya que las grietas son consideradas
una alteracioacuten del medio poroso debido a que es un espacio donde se puede
almacenar fluido y no es natural del sistema En la Tabla 41 informacioacuten de la
muestra tomada
Tabla 41 Valores de las dimensiones de las muestra a estudiar
Profundidad
(Pies)
Longitud
(cm)
Diaacutemetro
(cm)
Aacuterea
(cm3)
3117 415 376 1110
Antes de ser sometida a las pruebas la muestra debe ser sometida a la presioacuten de
confinamiento empleando para ello un sistema coreholder (celda topes manga
de vitoacuten) como se muestra en la Figura 42 El sistema se coloca dentro de la
celda de confinamiento se antildeade agua hasta cubrirlo completamente y se
acopla la rosca superior de la celda Luego a traveacutes de la bomba de inyeccioacuten
automaacutetica (tipo jeringa modelo Teledyne Isco 500D) se comienza a
proporcionar presioacuten mediante el llenado de la celda con el fluido de
confinamiento (agua) hasta alcanzar el valor deseado (en este caso 1400 lpc) y
una vez alcanzado este valor se detiene la bomba y se retira la muestra de la
celda
44
Figura 42 Sistema para confinamiento de muestras de roca no consolidadas Fuente Intevep
SA Centro de Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
Una vez confinadas la muestra se empaqueta con material termoencogible (ya
que no ejerce influencia sobre los resultados obtenidos en las pruebas
realizadas) Para esto fue necesario cortar un pedazo del material en forma
ciliacutendrica de aproximadamente 5 cm de longitud y 4 cm de diaacutemetro el material
se adaptoacute al tapoacuten con ayuda de un soporte metaacutelico que se ajustoacute al tamantildeo de
la muestra a empaquetar (Figura 43)
Figura 43 Proceso completo de empaque de muestras Fuente PDVSA-Intevep
La dimensioacuten de este cilindro de muestra (tapoacuten) se debe ajustar al
portamuestra (coreholder o celda triaxial) del simulador fiacutesico de yacimientos
45
en el que posteriormente se realizaraacuten las etapas de desplazamiento de fluidos
(maacuteximo 70 cm de longitud por 37 cm de diaacutemetro)
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para RMN
Una vez preparados los tapones se definieron las condiciones de ensayo (T2
TAU min diff y Ns) las cuales se establecieron a partir de pruebas empleando
la teacutecnica de RMN en el equipo RMN-Maran DRX 2 (Figura 44) a fin de
obtener los valores de difusividad teacutermica del sistema en consideracioacuten
Donde
T2 Es el tiempo de relajacioacuten necesario para reorientar los protones en la
direccioacuten del campo magneacutetico perturbador (90deg-180deg)
TAU (τ) Es el tiempo secuencial necesario para el reenfoque de los protones en
el plano transversal en el que se encuentran desorientados
Miacutenimo coeficiente de difusioacuten (min diff) Es el tiempo miacutenimo requerido para
visualizar la curva de difusioacuten
Numero de barridos (Ns) Nuacutemero de veces que el equipo recorre la muestra
Tiempo de corrida (Tc) Tiempo que el equipo tarda en escanear la muestra
En la determinacioacuten de estos paraacutemetros se utilizoacute como punto de apoyo los
valores reportados por Halliburton (2001) para cada variable (ANEXO A) En
la Tabla 42 se reportan los valores de las variables que se establecieron en las
pruebas de RMN con los cuales se logroacute determinar de forma oacuteptima los
tiempos de ejecucioacuten para la metodologiacutea
Tabla 42 Condiciones empleadas en la teacutecnica de RMN
T2 (ms) TAU min Diff (m2sec x 10
9) Ns Tc (min)
100 - 500 85 025 20 141
46
Figura 44 Resonador Maran Ultra DRX 2 Fuente PDVSA-Intevep
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para calorimetriacutea
Una vez realizadas las pruebas de RMN se realizaron pruebas para definir los
demaacutes paraacutemetros teacutermicos empleando la teacutecnica de calorimetriacutea con el fin de
obtener la temperatura de equilibrio (Te) y posteriormente determinar el calor
especiacutefico y la capacidad caloriacutefica Para ejecutar esta teacutecnica se necesitoacute un
vaso teacutermico una termocupla (marca thermoline) agua destilada y el tapoacuten del
yacimiento petroliacutefero los cuales se muestran en la Figura 45
Figura 45 Instrumento para la realizacioacuten de la prueba calorimeacutetrica Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de las propiedades teacutermicas
Definidas las condiciones de ensayo para las teacutecnicas de RMN (para la
obtencioacuten directa de difusividad teacutermica) y calorimetriacutea (obtencioacuten de calor
47
especiacutefico al aplicar la ecuacioacuten 1) se estimaron los otros fenoacutemenos teacutermicos
asociado a la muestra tapoacuten capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al multiplicar el
calor especiacutefico por la densidad y la conductividad teacutermica producto de la
multiplicacioacuten de la difusividad la densidad y el calor especiacutefico Se generoacute
una ecuacioacuten por cada muestra representativa para cada propiedad teacutermica lo
que sirvioacute finalmente para interpolar cada paraacutemetro teacutermico en el rango de
temperatura estudiado (50degC ndash 200degC) saturado y no saturado de fluidos Se
observoacute una graacutefica de cada fenoacutemeno teacutermico en funcioacuten del rango de
temperatura
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados
con fluidos
Para la estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas de yacimientos
petroliacuteferos no consolidados con fluido (agua de formacioacuten y crudo pesado) se
evaluacuteo el efecto de la temperatura
Temperatura en las pruebas de evaluacioacuten teacutermica se consideroacute las
temperaturas de 50 100 120 y 200 degC Ese cambio de temperatura genera una
variacioacuten considerable en la viscosidad del crudo al igual que en las
propiedades teacutermicas de los sistemas de yacimientos
Presioacuten las pruebas ejecutadas fueron realizadas a la presioacuten atmosfeacuterica
Saturacioacuten de agua residual se trabajoacute a condicioacuten real del yacimiento con un
Swirr entre 85 garantizando la saturacioacuten de agua de formacioacuten lo maacutes
similar a la del yacimiento
Luego de obtenidos los datos se procedioacute a realizar una graacutefica en Excel de los
paraacutemetros teacutermico en del caso no consolidado asociado a Petrocarabobo
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados sin
fluidos
48
Para poder estimar las propiedades asociadas a no consolidados sin fluidos se
ejecutaron los pasos descritos anteriormente que se realizaron para la muestra
saturada pero previamente el tapoacuten fue sometido a un proceso de limpieza para
eliminar los residuos de crudo y fluidos de perforacioacuten Mediante un equipo de
extraccioacuten Soxhlet o Dean-Stark (Figura 46) Utilizando los solventes
adecuados para remover hidrocarburos y extraccioacuten de sales del agua de
formacioacuten
Figura 46 Equipo de limpieza de muestras Dean-Stars A) antes de la limpieza de muestra y B)
durante la limpieza de muestras
Despueacutes de limpiar el tapoacuten se determinaron las propiedades teacutermicas bajo estas
condiciones a fin de conocer la influencia que ejerce la composicioacuten
mineraloacutegica de la formacioacuten Se evaluacuteo el efecto de la temperatura a
condiciones de yacimiento
Determinacioacuten de la conductividad teacutermica de los fluidos
Se determinoacute con la ecuacioacuten 5 la conductividad del petroacuteleo y con la Tabla 23
la conductividad del agua
Determinacioacuten de propiedades petrofiacutesicas
49
Un paso fundamental consiste en la estimacioacuten del volumen poroso porosidad
y permeabilidad absoluta al aire empleando el equipo CMS 300 automatizado
Este sistema obtiene los valores de voluacutemenes porosos basaacutendose en la Ley de
Boyle [P][V] = constante para una presioacuten de confinamiento dada El
procedimiento consiste en ingresar al sistema la cantidad de muestras a medir
junto con las caracteriacutesticasidentificacioacuten de cada una de ellas (longitud
diaacutemetro y peso) Indicando la presioacuten a la cual se realizaraacuten las mediciones los
resultados obtenidos son volumen poroso porosidad permeabilidad al aire y
permeabilidad corregida por efecto Klinkenberg
Preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica
La preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica consistioacute en la disolucioacuten de
sales inorgaacutenicas (Bicarbonato de sodio Sulfato de Sodio Cloruro de Sodio
Cloruro de Calcio di-hidratado Cloruro de Magnesio hexa-hidratado
Carbonato de Sodio Cloruro de Potasio y Cloruro de Bario di-hitradatado) en
agua destilada Primeramente se burbujeoacute el agua destilada con dioacutexido de
carbono (CO2) para evitar la precipitacioacuten de sales Posteriormente se realiza a
una agitacioacuten constaste burbujeando Dioacutexido de Carbono para evitar la
precipitacioacuten de carbonatos evitando la perdida de condiciones oacuteptimas de
disolucioacuten (Carrero 2011)
44 Caracterizacioacuten de los fluidos
Formulacioacuten de la salmuera
Se prepararon dos litros de salmuera para los cuales fue necesaria la siguiente
cantidad de sales que se muestran en la Tabla 43 en el orden que se presentan
para que no se precipite ninguacuten compuesto
50
Tabla 43 Composicioacuten de la salmuera
Sal Cantidad (g)
NaHCO3 813
Na2SO4 001
NaCl 3107
CaCl2x2H2O 176
MgCl2x6H2O 263
Na2CO3 000
KCl 000
BaCl2x2H2O 036
Densidad del agua de formacioacuten
Para determinar la densidad del agua de formacioacuten asociada al campo
Petrocarabobo se usoacute el densiacutemetro DMA 35N Antoacuten Paar (Figura 47) la
teacutecnica consiste en introducir el agua de formacioacuten en un capilar (en este caso a
una temperatura de 80 ordmC) y de forma automaacutetica arroja el valor de la densidad
en gcm3 y la temperatura de medicioacuten en degC
Figura 47 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 35N Fuente PDVSA-Intevep
Viscosidad del crudo extra-pesado
Para determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030
(figura 48) que opera por medio de la rotacioacuten de un cilindro el cual se
sumerge en el material a analizar midiendo la resistencia de esta substancia a
una velocidad seleccionada La muestra de crudo fue integrada al sistema
51
automaacutetico de medicioacuten y el equipo realizoacute la medicioacuten de la viscosidad en un
rango de temperatura de 40 ndash 264 degC arrojando valores de viscosidad en cP
para cada valor de temperatura
Figura 48 Retrovisco RV 2030 MARCA HAAKE Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de curvas de permeabilidad relativa
Esta metodologiacutea consiste en realizar una prueba a condiciones de yacimiento
(presioacuten temperatura y velocidad de flujo) una prueba que reproduzca la
manera coacutemo se mueven los fluidos en el yacimiento de forma tal que se
puedan ajustar los paraacutemetros necesarios a fin de obtener una reproduccioacuten maacutes
real de las propiedades de interaccioacuten roca fluido presente en los yacimientos
Mediante este meacutetodo se efectuacutea el desplazamiento de los fluidos a traveacutes del
medio poroso de acuerdo al meacutetodo no estacionario (dinaacutemico) el cual
considera el desplazamiento de un fluido por otro (Araujo 2004)
Las pruebas de desplazamiento de fluidos en medio poroso se realizan en
tapones de roca real (arena) de yacimiento limpios instalados en una celda
porta-nuacutecleos tipo Hassler colocada en un horno a la temperatura de trabajo (en
este estudio 68 degC) El sistema se denomina simulador fiacutesico de yacimientos y
52
consta de una celda porta-nuacutecleos dos cilindros de tipo pistoacuten (contenedores de
fluidos agua y crudo) dos bombas de inyeccioacuten tipo jeringa (una para confinar
a presioacuten constante y otra para inyeccioacuten a tasa constante) un sistema de
transductores de presioacuten vaacutelvulas y horno para mantener todo el sistema a la
temperatura de trabajo ver Figura 49
Figura 49 Diagrama de un simulador fiacutesico de yacimientos Fuente Intevep SA Centro de
Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
El procedimiento seguido se detalla a continuacioacuten (Figura 410)
Inyeccioacuten de agua de formacioacuten hasta saturacioacuten 100 del medio poroso y
estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P1) para el caacutelculo de la permeabilidad
al agua a la temperatura de trabajo en cada caso
Etapa de drenaje primario Inyeccioacuten de petroacuteleo a tasa de flujo de referencia
constante (005 cm3min) hasta estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P2) y
se contabiliza el volumen maacuteximo de agua recuperado Se determina la
53
permeabilidad efectiva al petroacuteleo (Ko) a condicioacuten de saturacioacuten de agua
irreducible (Swi)
Etapa de imbibicioacuten Inyeccioacuten de agua de formacioacuten a tasa de flujo de
referencia constante y recoleccioacuten de voluacutemenes de fluido producido (crudo y
agua) en diferentes etapas (menor a mayor volumen) registrando en cada
oportunidad el diferencial de presioacuten correspondiente (de acuerdo al siguiente
esquema P3 P4 P5 P6 etc) Se determina la permeabilidad efectiva al agua
(Kw) a condicioacuten de saturacioacuten de petroacuteleo residual (Sor)
Figura 410 Esquema del procedimiento experimental para la determinacioacuten de curvas de
permeabilidad relativa por el meacutetodo de estado no estacionario Fuente Diacuteaz (2014)
Para la generacioacuten de las curvas de permeabilidad relativa mediante el meacutetodo
convencional se analizaron los datos obtenidos de acuerdo a la metodologiacutea de
caacutelculo denominada modelo hiacutebrido (MDC) que combina caacutelculos matemaacuteticos
que abarcan el meacutetodo JBN (comportamiento de flujo fraccional) y el uso de
correlaciones de Willie y Corey amp Asociados Maacuterquez et al (2014) tanto para
54
el proceso de drenaje como imbibicioacuten de manera de obtener las curvas de
permeabilidades relativas para cada muestra de yacimiento estudiada
Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de
permeabilidad relativa
Entre los aspectos destacables se puede resumir que adicional al efecto
principal que incide en la disminucioacuten de la viscosidad del petroacuteleo al
aumentar la temperatura se evidencioacute tambieacuten reduccioacuten de la saturacioacuten
residual de petroacuteleo (Sor) aumento de la saturacioacuten de agua irreducible (Swi)
desplazamiento del punto de cruce (Krw=Kro Sw) a valores mayores de
saturacioacuten de la fase mojante (agua) y disminucioacuten de la Ko (permeabilidad
efectiva al crudo) Figura 411
La condicioacuten de mojado inferida muestra que las arenas analizadas tienden a ser
maacutes afines por el agua a medida que la temperatura aumenta
Figura 411 Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de permeabilidad relativa
para muestras del Campo Petrocarabobo
Elaboracioacuten del modelo de simulacioacuten en Starsreg
A partir de este punto se explica una serie de procedimientos realizados para la
construccioacuten de los modelos numeacutericos para simular una prueba de
desplazamiento con agua caliente a nivel laboratorio se definieron las matrices
55
de sensibilidades donde se evaluaron los paraacutemetros teacutermicos de forma discreta
e integral
45 Uso de Starsreg
Una vez recolectado los valores petrofiacutesicos los paraacutemetros teacutermicos y
evaluados los fenoacutemenos de interaccioacuten roca fluido se procedioacute a organizar los
datos en el orden que deben ser introducidos en el simulador El simulador
numeacuterico empleado es Starsreg de CMG siendo requerido para su utilizacioacuten el
reconocimiento de su interfaz y de los datos requeridos para su ejecucioacuten asiacute
como la justificacioacuten de la realizacioacuten de las pruebas descritas y de otros
valores suministrados en campo
La herramienta Builder de CMG se empleoacute como un pre-procesador para la
construccioacuten de la malla considerando unidades de laboratorio y porosidad
singular la fecha inicial del proyecto es el 10 de octubre del 2018 hasta el 21 de
agosto y se considero un modelo de fluidos Black Oil de dos fases
451 Construccioacuten del mallado
Se escogioacute el sistema de mallado cartesiano por lo que las dimensiones
ciliacutendricas de la muestra (Tabla 44) debioacute ser convertida a una geometriacutea
cartesiana equivalente (paralelepiacutepedo) con las dimensiones que indica la Tabla
45 respetando los valores de aacuterea transversal y de longitud en este caso el
aacuterea del circulo fue trasformada a la de un cuadrado como se muestra la Figura
412
Tabla 44 Dimensiones de la muestra en forma de cilindro
Dimensiones del cilindro
Diaacutemetro (cm) Aacuterea (cm2) Altura (cm) Volumen (cm
3)
376 111 416 4613
56
Figura 412 Transformacioacuten del aacuterea transversal para la construccioacuten del mallado
Establecimiento de tamantildeo y cantidad de las celdas para el mallado se
colocaron 50 celdas en direccioacuten I 1 celda en direccioacuten J 1 celda en direccioacuten
K cuyas dimensiones se muestran en la Tabla 45
Tabla 45 Dimensiones de las celdas del mallado
Informacioacuten
de las celdas
Direccioacuten Volumen
Total I J K
Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo
M 18 50 00831 1 33322 1 33322 461356
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades de la Tabla 46 fueron colocadas en la seccioacuten de ldquoArray
Propertyrdquo estas fueron suministradas por PDVSA-Intevep obtenidas a traveacutes de
la realizacioacuten de las pruebas descritas anteriormente en los laboratorios de
interaccioacuten roca-fluido
Tabla 46 Informacioacuten petrofiacutesica de la muestra
Propiedades Petrofiacutesicas
Tope de la arena (cm) 0
Espesor de la arena (cm) 333
Porosidad () 3789
Permeabilidad (mD) (I J K) 410417
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca
En esta seccioacuten se encuentran tres pestanas donde se realiza en suministro de
los datos teacutermicos requeridos por el modelo estas pestantildeas son
compresibilidad de la roca
57
Figura 413 en la que se incorporan los valores de compresibilidad de la roca y
de la presioacuten de poro de referencia
Figura 413 Ventana para ingresar los datos de compresibilidad de la roca y presioacuten de
porosidad de referencia
En la pestantildea de propiedades teacutermicas se suministran los valores de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se selecciona el tipo de mezclado para la
conductividad se aplica o no la herramienta de la tabla de dependencia de
temperatura para la conductividad teacutermica Thcontab y se especifica que se
considera una conductividad teacutermica isotroacutepica
Figura 414
58
Figura 414 Ventana de las propiedades teacutermicas
En la figuraFigura 415 se muestra la pestantildea de peacuterdida de calor por las rocas
adyacentes en la que se indica que no hay peacuterdidas de calor especificando que
las rocas suprayacente e infrayacente no poseen la propiedad de conductividad
teacutermica (valor cero) ni capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
Figura 415 Ventana de las peacuterdidas de calor por las rocas adyacentes
Se considera propiedades teacutermicas isotroacutepicas en las distintas direcciones (I J
K) ya que no se disponen de informacioacuten de laboratorio que permita concluir lo
contrario
59
Las conductividades teacutermicas isotroacutepicas dependientes de la temperatura se
definen mediante una tabla como se puede ver en la Tabla 47 La primera
columna se refiera a la temperatura T (C|F) las columnas thconr thconw y
thcono
Tabla 47 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo discreto
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0023083 0387300 0068139
60 0019678 0391200 0067761
70 0017184 0396000 0067383
80 0015281 0400000 0067005
90 0013778 0403200 0066626
100 0012559 0405600 0066248
110 0011550 0407200 0065870
120 0010700 0408000 0065492
130 0009973 0408000 0065114
140 0009344 0407200 0064736
150 0008794 0405600 0064357
Para el modelo integral como se observa en la tabla 48 se asignoacute el mismo va-
lor a todas la fases a la misma temperaturas obtenido de las pruebas experimen-
tales de la muestra saturada estos valores de conductividad aumenta proporcio-
nalmente con la temperatura
Tabla 48 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo integral
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0003150 0003150 0003150
60 0005700 0005700 0005700
70 0008350 0008350 0008350
(Tr) 80 0011100 0011100 0011100
90 0013950 0013950 0013950
100 0016900 0016900 0016900
110 0019950 0019950 0019950
120 0023100 0023100 0023100
60
130 0026350 0026350 0026350
140 0029700 0029700 0029700
150 0033150 0033150 0033150
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad
Una vez estudiadas todas las ecuaciones que emplea el simulador para el
caacutelculo de la conductividad y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica se realizoacute
una validacioacuten comparando los valores arrojados por las ecuaciones
programadas con las graacuteficas de los archivos de salida del simulador para ello
se utilizoacute como herramienta Microsoft Excel
454 Seccioacuten de componentes
Se especificoacute que la muestra se encontraba saturada por dos fluidos (agua y un
pseudocomponente de crudo muerto) se les asignaron los valores de peso
molecular densidad y viscosidad para el resto de las propiedades se asignoacute
ldquo0rdquo de esta manera el simulador asigna los valores por defecto que se muestran
en la Tabla 49
Tabla 49 Valores por defectos del simulador
4541 Densidades
El valor de la densidad del agua fue suministrada a 80degC (temperatura de
referencia) La densidad del crudo fue calculada en los laboratorios de PVT con
el densiacutemetro digital Anton Paar modelo DMA 4500M (figura 416) el rango
61
de temperatura considerado esta entre 40 y 60 degC por las limitaciones del
equipo posteriormente el valor a 80degC fue obtenido mediante extrapolacioacuten En
la figura 417 se muestra los valores los valores de densidad introducidos en
Starsreg para la simulacioacuten
Figura 416 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 4500M Fuente PDVSA-
Intevep
Figura 417 Ventana para insertar la densidad de los fluidos
4542 Viscosidades de la fase liacutequida
El valor de densidad del agua fue proporcionado por la Empresa Mixta para
determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030 En la
62
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura se presenta
los valores de viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura a ser
ingresados en el simulador y la respectiva Curva de la viscosidad del crudocurva de
la viscosidad del crudo se ilustraen la Figura 418 En cuanto a la viscosidad del
agua es un valor constante y las viscosidades de la fase gaseosa no se habilito
esta seccioacuten ya que no se considera fase gaseosa presente en el medio
63
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura
64
Figura 418 Curva de la viscosidad del crudo
4543 General
Los valores de referencia son las condiciones de trabajo al usar en el caso de la
temperatura estaacute pautado por la temperatura en la que se empleoacute el densiacutemetro
y la presioacuten de referencia de los laboratorios de PDVSA-Intevep En la Figura
419 se muestran los valores introducidos en el simulador
65
Figura 419 Ventana de la seccioacuten de componentes para introducir los valores de referencia en
la subseccioacuten general
46 Seccioacuten de Roca-fluido
Se emplearon las curvas de permeabilidad relativas obtenidas de las pruebas
desplazamiento realizadas en los laboratorios de interaccioacuten Roca-Fluido de
Pdvsa-Intevep utilizando tapones del aacuterea de estudio
66
Figura 420 Curva de permeabilidad
47 Seccioacuten de condiciones iniciales
En esta etapa se introducen las condiciones de yacimientos de presioacuten y
temperatura a las que fueron ejecutadas las pruebas de desplazamiento la
Figura 421 No se asignoacute contactos entre fluidos para garantizar que al inicio
haya soacutelo petroacuteleo en el yacimiento
67
Figura 421 Ventana de la seccioacuten de condiciones iniciales se muestra el valor de presioacuten y
profundidad de referencia suministrada al simulador
48 Seccioacuten numeacuterica
Se especifican los paraacutemetros utilizados en la simulacioacuten numeacuterica de las
ecuaciones involucradas en el flujo de fluidos (paraacutemetros de convergencia
constantes numeacutericas meacutetodos de solucioacuten discretizacioacuten y convergencia) Se
realizaron las modificaciones siguientes para tres paraacutemetros especiacuteficos
colocando los valores siguientes
Tabla 411 Modificaciones en la seccioacuten numeacuterica
Keyword Valor Definicioacuten
DTWELL 001min Tamantildeo de intervalo de primer paso de tiempo
NEWTONCYC 30 Cantidad de iteraciones para obtener la solucioacuten
NCUTS 15 Maacuteximos intervalos de cortes
49 Seleccioacuten de pozos y datos recurrentes
El modelo estaacute conformado por dos pozos un pozo inyector situado en la celda
(1 1 1) y un pozo productor celda (50 1 1) ambos pozos inician su
funcionamiento el 10-10-2018 a 000 min hasta los 2880 min
Pozo Inyector tipo Mobweight explicit
68
Para este modelo sencillo donde se inyecta un solo fluido que no es vapor y no
ocurren cambio de fases en el proceso de inyeccioacuten es indiferente que tipo de
pozo inyector se seleccione pues no afecta los caacutelculos del modelo
Restricciones (Constrains) en la ventana de constrains del pozo inyector se
muestra que los paraacutemetros empleados fueron la presioacuten de fondo y la tasa
de inyeccioacuten y ambos aplicados con la accioacuten de CONT la cual implica que
la accioacuten a tomar en caso de una violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten
operativa en este liacutemite y continuar con la simulacioacuten
Figura 422 Ventana de constrains del pozo inyector
Fluido inyectado a continuacioacuten en la Figura 423 Ventana para
descripcioacuten del fluido de inyectado se muestra las caracteriacutesticas como
composicioacuten y temperatura del fluido inyectado
69
Figura 423 Ventana para descripcioacuten del fluido de inyectado
Pozo Productor
Se cargoacute un archivo (fhf) para adjuntar el ldquohistoacuterico de produccioacutenrdquo y cargar
los eventos de los pozos inyector y productor Este archivo se realiza a partir de
un documento (txt) contiene las informacioacuten de produccioacuten de la prueba de
desplazamiento con un formato especiacutefico que contiene fecha final nombre del
archivo ldquoProduction Data Field History Fiel fecha inicial numero de variables
a utilizar los nombres de la variables y las unidades de esas variables el
nuacutemero de pozos y sus nombres luego se coloca el valor de cada variable con
respecto a la fecha
En la Figura 424 se muestra el (fhf) que fue utilizado en el modelo en el que
se cargoacute la informacioacuten de tasas de petroacuteleo agua y liquido en el pozo
productor y de tasa de inyeccioacuten de agua en el pozo inyector en unidades de
laboratorio en el tiempo que alliacute se indica en el formato de (antildeo-mes-
diaThoraminseg)
70
Figura 424 Histoacuterico de produccioacuten empleado para el modelo
Restricciones (Constrains) en la Figura 425 se muestra que el
paraacutemetro empleado fue el de la tasa de produccioacuten de liacutequido con la
accioacuten de CONT la cual implica que la accioacuten a tomar en caso de una
violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten operativa en este liacutemite y
continuar con la simulacioacuten
71
Figura 425 Ventana de constrains del prozo productor
410 Dato de salida IO Control
Se especificaron los paraacutemetros teacutermicos y variables que se requieren como
datos de salida eacutestas son las variables que se podraacuten graficar para estudiar con
la herramienta Results Graph de CMG objetivo del anaacutelisis del trabajo
Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (HEATCAP)
Conductividad teacutermica de la formacioacuten (roca + fluidos)
(THCONDUCT)
Conductividad teacutermica de la roca (THCOMPRE)
Temperatura (TEMP)
Viscosidad del petroacuteleo (VISO)
Saturacioacuten de agua (Sw)
411 Sensibilidades
En la tabla 51 se observan los valores miacutenimos y maacuteximos permitidos por el
simulador STARSreg tambieacuten el valor representativo de valores de
conductividad para cada fase a 25degC Adicionalmente se antildeadieron los valores
de conductividad a la temperatura de referencia obtenido por las pruebas
experimentales todos estos valores fueron los empleados para el estudio de
sensibilidad de conductividad teacutermica Anaacutelogamente en la tabla 53 se
72
observan los valores que especifica el manual del simulador como valores
miacutenimos y maacuteximos tambieacuten valores representativos de capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica Los valores representativos de conductividad y de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica del simulador se emplearon para comparar con los
valores obtenidos en el laboratorio y analizar la diferencia en el valor tiacutepico de
arenas consolidadas como lo indica el simulador y las arena no consolidadas
como es nuestro caso de estudio
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total
Se realizaron corridas con el modelo laquoDiscreta Complexraquo variando los valores
de conductividad teacutermica de la roca petroacuteleo y agua) y graficando en la celda
(25 1 1) los valores de conductividad total y la temperatura para los tres
valores asignados (valor miacutenimo valor maacuteximo y valor a tr) en el estudio por
separado de cada elemento para determinar cuaacutel es el elemento que mayor
impacto causa en la temperatura
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
Se empleoacute el modelo laquoDiscreta Complexraquo para graficar la conductividad
teacutermica capacidad caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del
tiempo especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y (49 1 1)
para estudiar el efecto de los paraacutemetros teacutermicos en las diferentes celdas con el
valor de conductividad que mayor variacioacuten causa en la temperatura con
respecto al modelo base
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
Se realizaron corridas con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontabraquo e
laquoIntegral Complex Thcontabraquo realizando variaciones en los valores de
capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca (Cvr) en la celda (25 1 1) los
valores asignados fueron los valores maacuteximo miacutenimo y el correspondiente de
las pruebas a la temperatura de referencia
73
412 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
A traveacutes de los modelo laquoDiscreta Complexraquo y laquoDiscreta Complex con
Thcontabraquo se realiza una comparacioacuten del valor de la conductividad teacutermica
total del sistema de un modelos discretos y por otro lado habilitando la opcioacuten
Thcontab
413 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
Por medio de los modelos laquoIntegral Complexraquo e laquoIntegral Complex con
Thcontabraquo se estudia la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en el
modelo integral
414 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
laquoDiscreta Complexraquo y laquoIntegral Complexraquo En la Figura 514 se pueden
comparar los valores de conductividad teacutermica considerando el modelo
cargando de forma discreta e integral
415 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontab raquo e laquo Integral Complex con
Thcontabraquo se realiza la comparacioacuten de los valores conductividad teacutermica total
y conductividad teacutermica de la roca de los modelos
74
CAPIacuteTULO V
ANALISIS DE RESULTADOS
51 Sensibilidades
A continuacioacuten se presentan los resultaron de las sensibilidades de los modelos
empleados para el estudio de la conductividad teacutermica y de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica
En la tabla 51 se presenta los valores finales de la conductividad teacutermica del
agua roca y petroacuteleo para cada una de las sensibilidades estos valores son los
experimentales de conductividad teacutermica con los valores de conductividad
teacutermica que el simulador sentildeala como representativos y poder hacer una
comparacioacuten del rango de valores y similitud para estimar si se encuentra en un
valor correspondiente de su respectivo elemento Para ello se llevoacute los valores
obtenido a temperatura de 80degC a una temperatura de 25degC El valor
experimental de conductividad de la roca se encuentra por debajo del valor
sugerido lo que se debe a que el valor de conductividad teacutermica de las arenas no
consolidadas son menores a los valores de conductividad teacutermica de las arenas
consolidadas que representa el valor de conductividad teacutermica del valore
representativo que estipula el simulador
75
Tabla 51 Valores de conductividad teacutermica de STAR y obtenido experimentalmente
En la tabla 52 se observar las sensibilidades realizadas para la conductividad
teacutermica cada elemento
Tabla 52 Sensibilidades de la conductividad teacutermica
Sensibilidades Kr Ko Kw
1 Valor maacuteximo Valor a Tr Valor a Tr
2 Valor a Tr Valor maacuteximo Valor a Tr
3 Valor a Tr Valor a Tr Valor maacuteximo
4 Valor miacutenimo Valor a Tr Valor a Tr
5 Valor a Tr Valor miacutenimo Valor a Tr
6 Valor a Tr Valor a Tr Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr Valor a Tr Valor a Tr
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua
Como se observa en la Figura 51 se realizan el modelo base y las
sensibilidades 3 y 6 es decir la variacioacuten de los valores de la conductividad en
la fase acuosa se observoacute poca variacioacuten en la temperatura una diferencia de
056 degC y error de 064 para kw = 000010 JcmmindegC y diferencia de 075
degC y error de 092 para kw = 6944578 JcmmindegC con respecto a los valores
del modelo base La temperatura de la celda disminuye muy poco a medida que
se le aumenta el valor de conductividad del agua El mayor error relativo que
alcanza la conductividad teacutermica al aplicar kw = 000010 JcmmindegC es de
047 mientras que al aplicar kw = 6944578 JcmmindegC es de 5769
(ANEXO C)
76
Figura 51 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del agua en la temperatura
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se realiza el modelo base y las sensibilidades 2 y 5 y se observa que entre la
curva de la temperatura para ko = 000010 JcmmindegC y la curva de
temperatura del modelo base se observa una diferencia de 016 degC y error de
019 por ser valores cercanos visualmente ocurre un solapamiento entre
ambas curvas de temperatura caso contrario al comparar la curvas de
temperatura del modelo base con la curva de temperatura de ko = 6944578
JcmmindegC presenta una diferencia de 082 degC y error de 1 Al aumentar los
valores de conductividad teacutermica de la fase oleica es poca la disminucioacuten de la
temperatura de la celda El mayor error relativo que alcanza la conductividad
teacutermica al aplicar ko = 000010 JcmmindegC es de 029 mientras que al
aplicar ko = 6944578 JcmmindegC es de 6213 (ANEXO C)
77
Figura 52 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del petroacuteleo en la temperatura
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca
Se comparan el modelo base y las sensibilidades 1 y 4 Se recurrioacute a una graacutefica
del tipo logariacutetmica para representar los valores de conductividad total ya que
los valores introducidos afectan notablemente la temperatura con una diferencia
de 474 degC y error de 570 para kr = 000010 JcmmindegC y una diferencia de
164 degC y error de 198 para kr = 6944578 JcmmindegC y pueden causar un
cambio de conductividad teacutermica final en la celda de para kr = 000010
JcmmindegC diferencia de 004 JcmmiddotmindegC y error de 099 para kr =
6944578 JcmmindegC diferencia de 319 JcmmiddotmindegC y error de 9881
(ANEXO C)
78
Figura 53 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la temperatura
Basado en lo observado se puede inferir que es la fase solida de la roca causa
maacutes variacioacuten en la temperatura 570 al realizarle la variacioacuten en los valores
de conductividad teacutermica de la roca especiacuteficamente en kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC este
comportamiento se puede atribuir a la ecuacioacuten aplicada y al valor de
conductividad irreal de conductividad teacutermica empleada ya que es 3647 veces
mayor al valor tiacutepico Mientras la variacioacuten de la conductividad teacutermica en los
fluidos tuvieron un similar comportamiento que no representaban una
influencia marcada en la temperatura arrojando un error relativo gt1 (ANEXO
C) Al aumentar los valores de conductividad teacutermica la temperatura de la celda
disminuye lo que es coherente ya que contribuye a la propagacioacuten del calor
pero afecta en mayor escala a este caso En el ANEXO B se presenta con maacutes
detalle los valores en los que oscilan las curvas de conductividad teacutermica y la
temperatura final que se alcanza respectivamente Acotando que en general
ocurre un aumento de la conductividad durante el proceso de inyeccioacuten de agua
caliente y que aquellas conductividades teacutermica que presentan una leve
disminucioacuten con el aumento de la temperatura son las sensibilidades 2 y 6 lo
79
cual se debe a la disminucioacuten de la saturacioacuten de crudo que en el caso de ko =
6944578 JcmmindegC el cual es la conductividad teacutermica con mayor valor Por
otro lado en kw = 000010 JcmmindegC ocurre que el menor valor corresponde
a la conductividad teacutermica del agua la cual aumenta su saturacioacuten y como la
conductividad teacutermica total se basa en una ecuacioacuten de ponderacioacuten por
volumen hace que el valor de conductividad teacutermica total tienda a la
conductividad con el mayor volumen
La sensibilidad de la conductividad teacutermica de la roca afecta inversamente a la
temperatura como a la capacidad caloriacutefica obtenieacutendose asiacute una curva de
mayor capacidad caloriacutefica al introducir el menor valor de conductividad de la
roca y viceversa figura 54
Figura 54 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
En la Figura 55 se observa como el aumento de la conductividad incrementa el
avance del agua proporcionalmente al disminuir la conductividad aumenta la
temperatura lo cual ayuda a la disminucioacuten de la viscosidad del crudo y
aumentado la movilidad y beneficiando la extensioacuten de la saturacioacuten de agua en
la celda
80
Figura 55 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en el avance de
inyeccioacuten de agua
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
En las Figura 56 y 57 se graficaron la conductividad teacutermica capacidad
caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del tiempo al aplicar la
sensibilidad 4 especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y
(49 1 1) donde se observa como el frente de agua trae consigo el aumento de
la temperatura la capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica siento el maacutes
afectado la celda (2 1 1) la cual es la celda maacutes proacutexima al pozo inyector ya
que es por medio del cual se inyecta el agua caliente
81
Figura 56 Saturacioacuten y capacidad de kr = 000010 JcmmindegC
Figura 57 Temperatura y conductividad de kr = 000010 JcmmindegC
82
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
En la tabla 53 se observa que existe una diferencia entre el valor representativo
del simulador que trae por defecto a 25degC y el valor experimental extrapolado a
25degC apreciaacutendose que el valor de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
experimental es mayor por lo que establece que las arenas no consolidadas
requieren mayor cantidad de energiacutea en forma de calor para aumentar la
temperatura
Tabla 53 Valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de STAR y obtenido experimentalmente
Nombre Keyword
Valor
miacutenimo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
maacuteximo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
representativo
para STAR a
25degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 80degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 25degC
(Jcm3degC)
Capacidad
Caloriacutefica
Volumeacutetrica
de la roca
Rockcp 0 100 23470 18513 37598
En la tabla 54 se observar las sensibilidades realizadas para la capacidad caloriacute-
fica volumeacutetrica
Tabla 54 Sensibilidades de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca
Sensibilidades Cvr
7 Valor maacuteximo
8 Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr
Al graficar el modelo base y las sensibilidades 7 y 8 se observa en la Figura 58
(izquierda) que la saturacioacuten del agua es mayor al usar la sensibilidad 8 de la
Tabla 54 es decir el menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cvr = 0
Jcm3degC) el modelo base tiene un comportamiento semejante debido a la
cercaniacutea de sus valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica caso contrario al
introducir la sensibilidad 7 de la Tabla 54 (Cvr = 100 Jcm3degC) pues este caso
presenta una curva que muestra un suave incremento luego de los 246 minutos
83
de iniciar la inyeccioacuten En la Figura 58 (derecha) se representan tres rectas casi
constantes producto de introducir los valores de la tabla 53 en la ecuacioacuten 6 su
comportamiento de recta horizontal se debe a la poca variacioacuten de capacidad
caloriacutefica con respecto al incremento de temperatura Por otro lado en la Figura
59 (izquierda) se aprecia la variacioacuten de la temperatura y que el miacutenimo valor
de capacidad arroja como resultado un abrupto aumento de la temperatura de la
celda seguida por la curva del modelo base y por uacuteltimo la curva de maacuteximo
valor de capacidad demostrando que solo aumenta la temperatura de la celda
hasta 714degC lo cual se debe a que el aumento de la temperatura estaacute asociado a
la saturacioacuten de agua y la sensibilidad que obtenga una mayor saturacioacuten
obtendraacute tambieacuten una mayor temperatura y viceversa Con respecto a la
conductividad teacutermica al introducir el mayor valor de capacidad caloriacutefica
demostroacute ser la curva con un aumento de pendiente casi vertical los primero
minutos del desplazamiento consecuencia de incremento de saturacioacuten se agua
y luego de los 900 minutos tiende a un valor constante de 0039 JcmmiddotmindegC
mientras las otras dos curvas muestran un aumento al inicio del proceso y
alcanza un punto criacutetico en el minuto 64 decayendo hasta los 400 minutos
alcanzando en ese punto un menor valor de conductividad teacutermica la
sensibilidad del menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
84
Figura 58 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex
Thcontab
85
Figura 59 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad de
la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex Thcontab
Las Figura 510 y 511 muestran graficas similares a las Figura 58 y Figura 59
del modelo cargado con valores de forma integral se obtienen las mismas
observaciones en la saturacioacuten tanto para la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y
temperatura Sin embargo en el paraacutemetro de la conductividad teacutermica
presentan curvas que incrementan a medida que la temperatura aumenta
Debido a que la variacioacuten de la saturacioacuten no afecta el valor de conductividad
total como consecuencia de la restriccioacuten de aumentar con la temperatura por
medio de la herramienta Thcontab para todas las fases con el mismo valor
86
Figura 510 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex
Thcontab
87
Figura 511 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad
de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex Thcontab
52 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
En la Figura 512 se puede observar la contraposicioacuten de estudiar la
conductividad teacutermica total del sistema de un modelos discretos introduciendo
un solo valor constante de la conductividad para cada fase respectiva y por otro
lado habilitando la opcioacuten Thcontab que permite especificar la variacioacuten de las
conductividades de cada fase con respecto a la variacioacuten de la temperatura y
ademaacutes permite la opcioacuten de graficar la curva de conductividad de la roca la
cual es decreciente al transcurrir el tiempo y el aumento de la temperatura Al
comparar ambas curvas de conductividad teacutermica total se puede distinguir una
curva creciente que pertenece valores constantes de conductividad teacutermica para
cada fase mientras que la curva que emplea Thcontab se compone de tres
tendencias ambas curvas muestran al inicio un crecimiento pronunciado debido
al aumento de la saturacioacuten del agua la curva con Thcontab una segunda
88
seccioacuten que muestra un decrecimiento luego de un punto criacutetico a los 64
minutos y luego a partir de los 400 minutos una seccioacuten de valores contantes
que presenta un ligero incremento sin embargo las curvas solo presentan una
diferencia en promedio de 0000183 JcmmiddotmindegC y un error de 05
Figura 512 Contraste entre la conductividad total de un modelo discreto Complex y un modelo
discreto Complex con Thcontab
53 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
En la Figura 513 se expone la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en
el modelo integral Complex La conductividad teacutermica total del sistemas al
introducir los valores contantes de conductividad (Curva 1) se describe una
conductividad constante en el tiempo con una recta de pendiente cero con el
mismo valor que se introdujo en el simulador cada fase con el mismo valor de
conductividad y por balance de masa incrementar la saturacioacuten de agua
disminuye proporcionalmente la saturacioacuten de petroacuteleo mantenieacutendose
constante la porosidad lo cual indica un mismo valor volumeacutetrico de roca en la
89
ecuacioacuten de volumen ponderado que calcula la conductividad teacutermica total
quien arroja el mismo resultado en cada paso de tiempo Mientras que al
habilitar la opcioacuten Thcontab es igualmente asignando el mismo valor de
conductividad teacutermica para todas las fases pero indicando la variacioacuten con la
temperatura se permite observar que la conductividad teacutermica de la roca y la
total del sistemas presentan unas curvas solapadas que incrementan con el
transcurrir del tiempo
Anaacutelogamente estas curvas son iguales por el balance de materiales el aumento
de la curva se debe a la variacioacuten de los valores de conductividad a traveacutes del
tiempo seguacuten indica la tabla Thcontab Al comparar ambas curvas de
conductividad teacutermica total se observa una diferencia de 00002163
JcmmiddotmindegC y un error de 19 (ver ANEXO D)
Figura 513 Contraste de la conductividad total de un modelo integral Complex y la
conductividad total y de la roca de un modelo integral con Thcontab
90
54 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
En la Figura 514 se pueden comparar los valores de conductividad teacutermica
considerando el modelo cargando de forma discreta e integral La capacidad
caloriacutefica y la saturacioacuten no se ven afectadas por el tipo de modelo que se
emplee la temperatura al contrario si representa una diferencia de 102 entre
los minutos 400 y 800 En el modelo discreto la conductividad es 345 veces
mayor al modelo integral mantenieacutendose este en el valor contante de 0011100
JcmmiddotmindegC y por el contrario el modelo discreto iniciando en 00293004
JcmmiddotmindegC y ascendiendo hasta el valor de 0038362 JcmmiddotmindegC esto se debe
que aunque el simulador emplea la ecuacioacuten 8 con los valores de conductividad
de cada elementos (roca agua y petroacuteleo) constantes a traveacutes del tiempo pero
las saturaciones variacutean a traveacutes del tiempo eacutestos cambios en las saturaciones
hacen que la conductividad teacutermica total ascienda tendiendo a la conductividad
de quien incrementa su saturacioacuten eacuteste es el caso del agua y la cual posee una
conductividad mayor Ambas curvas tienen una diferencia de 0022731
JcmmiddotmindegC y un error de 672 (ANEXO E)
91
Figura 514 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad capacidad caloriacutefica temperatura
y saturacioacuten total de un modelo discreto Complex con un modelo integral Complex
55 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Aunque ambos modelos (integral y discreto) fueron ejecutados con Thcontab lo
que permite para ambos casos graficar la conductividad teacutermica de la roca solo
se graficoacute para el modelo discreto (Figura 515) ya que al realizar un modelo
integral la conductividad teacutermica de la roca es la misma que la conductividad
teacutermica total y ambas curvas se solapan En el modelo discreto se aprecia que
la conductividad teacutermica de la roca disminuye al transcurrir del tiempo donde
ocurre el aumento de temperatura tal y como lo enuncia Messmer (1980) afirma
ldquoLa conductividad teacutermica de las arenas no consolidadas disminuyen con el
aumento de la temperatura debido a los efectos del mineral cuarzo que es un
material cristalino con propiedades teacutermicas anisotroacutepicas presente en estos
sistemasrdquo El cuarzo que es el mineral que predomina en las areniscas seguacuten
estudios llevados a cabo en PDVSA - Intevep (2016) mediante Difraccioacuten de
92
Rayos X determinaron que posee mayor porcentaje (66) presente en el
sistema de yacimiento petroliacutefero campo Petrocarabobo En las curvas de
conductividad teacutermica total entre los modelo discreto e integral se obtuvo una
diferencia en promedio de 0023130 JcmmiddotmindegC y un error de 2125 y entre
las curvas de conductividad teacutermica de la roca una diferencia en promedio de
0004859 JcmmiddotmindegC y un error de 446 (ANEXO F)
Figura 515 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad total de un modelo discreto
Complex Thcontab y un modelo integral Complex Thcontab
93
CONCLUSIONES
Las arenas consolidadas secas pueden tener una conductividad teacutermica
mayor que las arenas no consolidadas sin fluidos con la misma
composicioacuten debido a que ocupa mayor proporcioacuten volumeacutetrica en un
volumen determinado es decir hay mayor contacto entra los poros de la
matriz
El caacutelculo de la conductividad total del sistema se realiza mediante el
meacutetodo Complex debido a que utiliza la ecuacioacuten de mezcla no lineal
recomendada por CMG tomando en cuenta las conductividades y
saturaciones de los fluidos presentes e interrelaciones entre las fases
En modelo integral Thcontab todos los valores de conductividad teacutermica
aumentan sin importar el comportamiento particular con la temperatura
asiacute como el orden de magnitud de cada fase (roca agua petroacuteleo y gas)
por lo tanto no representa el comportamiento real de la transferencia de
calor en el medio poroso
Se concluye que es la roca la fase que causa maacutes variacioacuten en la
temperatura al realizarle la variacioacuten en los valores de conductividad
teacutermica de la roca un error de 570 al asignar kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC
Al contrastar los modelos cargados de forma discreta e integral se
contempla que las curvas de conductividad total tienen un error relativo
de 672
94
Entre los modelos discreto e integral cargados con thcontab se obtuvo
que las curvas de conductividad teacutermica total presentaban un error de
2125 y entre las curvas de conductividad teacutermica de la roca de ambos
modelos un error de 446
Debido al alto error entre los valores de conductividad teacutermica obtenida
entre las curvas de los modelos cargados de forma discreta e integral no
se pueden considerar como modelos equivalentes
Al realizar el estudio de los efectos de variar los valores de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se encontroacute que al asignar el valor
maacuteximo ocurre una disminucioacuten importante en los valores de la
saturacioacuten de agua y temperatura de los modelos discreto e integral Por
otro lado en el caso de la conductividad teacutermica causa un aumento de la
curva para el modelo discreto y una curva por debajo de la curva del
modelo base para el modelo integral
95
RECOMENDACIONES
Realizar estudio de determinacioacuten de propiedades teacutermica en muestras
saturadas elaborando sensibilidades en las saturaciones de los fluidos
presentes
Para representar las condiciones reales del yacimiento con un crudo
vivo y tres fases (petroacuteleo agua y gas) se debe incluir un PVT del fluido
para evaluar los procesos de transferencia de calor
Profundizar en el estudio de RMN y calorimetriacutea para obtener los
paraacutemetros teacutermicos en todas las direcciones (I J K) del tapoacuten ya que
existe en general presentan un comportamiento anisotroacutepico y
disminuye la certidumbre de las propiedades teacutermicas el considerar que
el sistema tiene cualidades de Isotropiacutea
Realizar modelos de simulacioacuten numeacuterica suministrando los valores de
conductividad teacutermica de forma discreta
96
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99
ANEXOS
ANEXO A Propiedades RMN de los fluidos de yacimientos Fuente Coates y cols (1999)
Fluidos T1 (ms) T2 (ms) T1T2 Viscosidad (cP)
Salmuera 1 ndash 500 1 - 500 2 02 - 08
Petroacuteleo Liviano 3000 ndash 4000 300 - 1000 4 02 - 100
Gas 4000 ndash 5000 30 - 60 80 0011 - 0014
ANEXO B Valores promedio de conductividad teacutermica total al variar la conductividad de las
fases
Figuras
51 - 53
Kt (JcmmiddotmindegC) Temperatura
final (degC) Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
Sensibilidad 6 002543 0020102 0022766 899
Sensibilidad 3 0069244 007729 0073267 897
Sensibilidad 5 0020747 0036985 0028866 898
Sensibilidad 2 007738 00771575 007738 897
Sensibilidad 4 0000488 0000506 0000497 90
Sensibilidad 1 168611 322573 245592 896
Modelo base 00293 0038362 0033831 898
100
ANEXO C Contraste de conductividad y temperatura entre sensibilidades de conductividad
101
ANEXO D Contraste de conductividad total al habilitar Thcontab en modelos integrales
Figura
513
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0000216 194
kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
ANEXO E Contraste de conductividad total entre modelo integral y discreto
Figura 514
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0022731 6719 kt discreta
Complex 00293 0038362 0033831
ANEXO F Contraste de kt y kr entre modelo integral y discreto Thcontab
Figura 515
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt discreta
Complex
Thcontab
0032386 0035643 0034014
002313 21251 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr discreta
Complex
Thcontab
0017683 0013803 0015743
0004859 4464 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
iii
iv
Lander C Elba V
EVALUACIOacuteN DE LA INFLUENCIA DE PARAacuteMETROS
TEacuteRMICOS EN YACIMIENTOS DE CRUDO EXTRA-
PESADOS DE LA FAJA PETROLIacuteFERA DEL ORINOCO A
TRAVES DE UNA SIMULACIOacuteN NUMEacuteRICA
Tutor acadeacutemico Ing Jhon Quino Tutor industrial Msc Richard
Maacuterquez
Tesis Caracas UCV Facultad de Ingenieriacutea Escuela de Petroacuteleo 2019
Palabras claves Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica Conductividad teacutermica
Simulacioacuten de yacimientos Sistema integral Sistema discreto Faja
Petroliacutefera del Orinoco
Resumen Este trabajo especial de grado plantea una metodologiacutea para realizar
simulaciones que permita evaluar la influencia de los paraacutemetros teacutermicos sobre
un sistema de yacimiento caracterizado de forma discreta y continua
entendieacutendose por sistema discreto el escenario donde cada uno de los
componentes del sistema (arena agua y crudo) son estudiados por separado
mientras que el sistema continuo representa el sistema roca-fluido evaluado
como un elemento Los paraacutemetros teacutermicos estudiados son la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica y la conductividad teacutermica con datos de pruebas
experimentales de muestras crudo extra-pesado de 89 ordmAPI provenientes de la
empresa mixta Petrocarabobo de la Faja Petroliacutefera del Orinoco Este estudio
fue desarrollado en PDVSA-INTEVEP se obtuvieron los datos de los
paraacutemetros teacutermicos mediante pruebas experimentales con la metodologiacutea de la
calorimetriacutea y Resonancia Magneacutetica Nuclear por otro lado se presentan
valores obtenidos de forma teoacuterica a traveacutes de ecuaciones y literatura para los
valores de paraacutemetros teacutermicos de los fluidos Se desarrolloacute con el simulador
comercial STARSreg de la empresa CMG se realizoacute un modelo de laboratorio
Para la validacioacuten de los datos experimentales se estudiaron las ecuaciones de
conductividad teacutermica que ofrece el simulador y se seleccionoacute la que mejor se
adaptaba al estudio
v
AGRADECIMIENTOS
A Dios por ser mi guiacutea fuerza y sustento quien peleoacute mis batallas
me cubrioacute con su manto y gracia
A la Universidad Central de Venezuela (UCV) por ser la casa que
vencioacute mis sombras obligoacute a crecer intelectualmente sin dejar a un
lado mi crecimiento personal a forjar mi caraacutecter y ser una mujer
que anhela retribuir a su paiacutes la formacioacuten recibida Por tantos
hermanos ucevistas que estuvieron estaacuten y estaraacuten
A mis Tutores Industriales los Msc Richard Maacuterquez y Benigno
Hernaacutendez por dar maacutes que de conocimiento cientiacutefico su apoyo
consejos cuidados y exhortaciones fueron lo necesario para
convertirme en la profesional que anhelaba ser A mi Tutor
Acadeacutemico Jhon Quino por permitirme ser su primera Tesista
A mi familia padres hermanos tiacuteos primos y amigos que me
apoyaron en este largo proceso y celebran los frutos de la
perseverancia y el esfuerzo
El conjunto de personas admirables que hace vida en PDVSA-
INTEVEP por su trato tan grato en especial aquellas que me
auxiliaron dentro y fuera de la sala de simulacioacuten
A todos los profesores que formaron parte de mi vida acadeacutemica y
todas las personas que abrieron sus puertas y dispusieron de su
valioso tiempo para compartirlo conmigo
vi
IacuteNDICE
LISTA DE FIGURAS XI
LISTA DE TABLAS XIV
INTRODUCCIOacuteN 1
CAPIacuteTULO I 3
EL PROBLEMA 3
11 PLANTEAMIENTO DE PROBLEMA 3
12 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIOacuteN 3
121 Objetivo general 3
122 Objetivos especiacuteficos 4
13 JUSTIFICACIOacuteN DE LA INVESTIGACIOacuteN 4
14 ALCANCE DE LA INVESTIGACIOacuteN 5
15 LIMITACIONES 6
CAPIacuteTULO II MARCO TEOacuteRICO 8
21 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIOacuteN 8
22 BASES TEOacuteRICAS 11
221 Yacimiento 12
2211 Yacimientos consolidados 12
2212 Yacimientos no consolidados 12
222 Fluidos contenidos en los yacimientos 12
2221 Agua de formacioacuten 12
2222 Hidrocarburos (Crudo) 13
223 Grados API 13
224 Crudos Extra-pesados 13
225 Recuperacioacuten Teacutermica 14
2251 Clasificacioacuten de los procesos de recuperacioacuten teacutermica 15
vii
22511 Inyeccioacuten de fluidos calientes 15
22512 Recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua caliente 16
226 Propiedades petrofiacutesicas de la roca 16
2261 Porosidad (120601) 17
2262 Permeabilidad (K) 17
2263 Saturacioacuten del fluido 17
2264 Tapoacuten 18
227 Propiedades teacutermicas en los yacimientos 18
2271 Calor especiacutefico (Ce) 18
2272 Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cv) 18
2273 Difusividad teacutermica (120514) 19
2274 Conductividad teacutermica (K) 19
22741 Conductividad teacutermica del petroacuteleo 20
22742 Conductividad teacutermica del agua 20
228 Calorimetriacutea 21
229 Transferencia de calor 21
2291 Meacutetodos de transferencia de calor 22
22911 Conduccioacuten 22
22912 Radiacioacuten 22
22913 Conveccioacuten 22
2210 Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN) 23
2211 Simulacioacuten de yacimientos 23
22111 Etapas para la simulacioacuten de yacimientos 24
22112 Mecanismos de desplazamiento 25
22113 Propiedades petrofiacutesicas 26
22114 Propiedades PVT de los fluidos 26
22115 Datos de produccioacuten 27
22116 Simulador de recuperacioacuten teacutermica 28
22117 Descripcioacuten de la herramienta de simulacioacuten numeacuterica 28
221171 BUILDERreg 28
viii
221172 STARSreg 29
221173 RESULTSreg 29
2212 Sistema integral 29
2213 Sistema discreto 29
2214 Modelo integral 30
2215 Modelo discreto 30
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos 30
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total 31
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total 31
221612 Simple 32
221613 Complex 32
221614 Temper 33
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB) 33
CAPIacuteTULO III 35
AacuteREA DE ESTUDIO 35
31 DESCRIPCIOacuteN DEL AacuteREA DE ESTUDIO 35
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco 35
312 Aacuterea de Carabobo 36
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas 36
314 Estratigrafiacutea regional 37
315 Miembro Morichal 37
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas 39
CAPIacuteTULO IV 40
MARCO METODOLOacuteGICO 40
41 TIPO DE LA INVESTIGACIOacuteN 40
LA MODALIDAD DE LA INVESTIGACIOacuteN CUMPLE CON LAS CARACTERIacuteSTICAS
DEL TIPO EVALUATIVO 40
42 DISENtildeO DE LA INVESTIGACIOacuteN 40
ix
43 PROCEDIMIENTO METODOLOacuteGICO 41
431 Revisioacuten bibliograacutefica 42
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten 43
44 CARACTERIZACIOacuteN DE LOS FLUIDOS 49
45 USO DE STARSreg 55
451 Construccioacuten del mallado 55
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas 56
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca 56
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad 60
454 Seccioacuten de componentes 60
4541 Densidades 60
4542 Viscosidades de la fase liacutequida 61
4543 General 64
46 SECCIOacuteN DE ROCA-FLUIDO 65
47 SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES 66
48 SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
49 SELECCIOacuteN DE POZOS Y DATOS RECURRENTES 67
410 DATO DE SALIDA IO CONTROL 71
411 SENSIBILIDADES 71
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total 72
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas 72
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica 72
412 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO DISCRETO 73
413 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO INTEGRAL 73
414 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON MODELO INTEGRAL 73
415 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON THCONTAB CON
MODELO INTEGRAL THCONTAB 73
CAPIacuteTULO V 74
ANALISIS DE RESULTADOS 74
x
51 SENSIBILIDADES 74
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica 74
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua 75
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo 76
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca 77
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas 80
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica 82
52 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO DISCRETO 87
53 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO INTEGRAL 88
54 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON MODELO INTEGRAL 90
55 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON THCONTAB CON
MODELO INTEGRAL THCONTAB 91
CONCLUSIONES 93
RECOMENDACIONES 95
BIBLIOGRAFIacuteA 96
ANEXOS 99
xi
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 21 VISCOSIDAD DEL CRUDO VS TEMPERATURA FUENTE PUERTA (2015) 15
FIGURA 22 INYECCIONES DE AGUA CALIENTE FUENTE BRICENtildeO (2015) 16
FIGURA 23 GRAacuteFICA TASAS DE FLUIDOS EN FUNCIOacuteN DEL TIEMPO (SEPUacuteLVEDA 2005) 28
FIGURA 31 FAJA PETROLIacuteFERA DEL ORINOCO FUENTE PUERTA (2015) 35
FIGURA 32 AacuteREA DE CARABOBO Y SUS LIacuteMITES TERRITORIALES FUENTE PUERTA (2015) 36
FIGURA 33 CUENCAS PETROLIacuteFERAS DE LA REPUacuteBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA FUENTE
PUERTA (2015) 37
FIGURA 34 CONFIGURACIOacuteN ESTRUCTURAL FUENTE ARCHIVOS DE PETROINDEPENDENCIA
SA 38
FIGURA 41 FASES DE LA METODOLOGIacuteA APLICADA 42
FIGURA 42 SISTEMA PARA CONFINAMIENTO DE MUESTRAS DE ROCA NO CONSOLIDADAS
FUENTE INTEVEP SA CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS
DE VENEZUELA SA 44
FIGURA 43 PROCESO COMPLETO DE EMPAQUE DE MUESTRAS FUENTE PDVSA-INTEVEP 44
FIGURA 44 RESONADOR MARAN ULTRA DRX 2 FUENTE PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 45 INSTRUMENTO PARA LA REALIZACIOacuteN DE LA PRUEBA CALORIMEacuteTRICA FUENTE
PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 46 EQUIPO DE LIMPIEZA DE MUESTRAS DEAN-STARS A) ANTES DE LA LIMPIEZA DE
MUESTRA Y B) DURANTE LA LIMPIEZA DE MUESTRAS 48
FIGURA 47 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 35N FUENTE PDVSA-
INTEVEP 50
FIGURA 48 RETROVISCO RV 2030 MARCA HAAKE FUENTE PDVSA-INTEVEP 51
FIGURA 49 DIAGRAMA DE UN SIMULADOR FIacuteSICO DE YACIMIENTOS FUENTE INTEVEP SA
CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS DE VENEZUELA SA 52
FIGURA 410 ESQUEMA DEL PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL PARA LA DETERMINACIOacuteN DE
CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA POR EL MEacuteTODO DE ESTADO NO ESTACIONARIO
FUENTE DIacuteAZ (2014) 53
FIGURA 411 EFECTO DE LA VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA SOBRE LAS CURVAS DE
PERMEABILIDAD RELATIVA PARA MUESTRAS DEL CAMPO PETROCARABOBO 54
FIGURA 412 TRANSFORMACIOacuteN DEL AacuteREA TRANSVERSAL PARA LA CONSTRUCCIOacuteN DEL
MALLADO 56
xii
FIGURA 413 VENTANA PARA INGRESAR LOS DATOS DE COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA Y
PRESIOacuteN DE POROSIDAD DE REFERENCIA 57
FIGURA 414 VENTANA DE LAS PROPIEDADES TEacuteRMICAS 58
FIGURA 415 VENTANA DE LAS PEacuteRDIDAS DE CALOR POR LAS ROCAS ADYACENTES 58
FIGURA 416 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 4500M FUENTE
PDVSA-INTEVEP 61
FIGURA 417 VENTANA PARA INSERTAR LA DENSIDAD DE LOS FLUIDOS 61
FIGURA 418 CURVA DE LA VISCOSIDAD DEL CRUDO 64
FIGURA 419 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE COMPONENTES PARA INTRODUCIR LOS VALORES DE
REFERENCIA EN LA SUBSECCIOacuteN GENERAL 65
FIGURA 420 CURVA DE PERMEABILIDAD 66
FIGURA 421 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES SE MUESTRA EL VALOR DE
PRESIOacuteN Y PROFUNDIDAD DE REFERENCIA SUMINISTRADA AL SIMULADOR 67
FIGURA 422 VENTANA DE CONSTRAINS DEL POZO INYECTOR 68
FIGURA 423 VENTANA PARA DESCRIPCIOacuteN DEL FLUIDO DE INYECTADO 69
FIGURA 424 HISTOacuteRICO DE PRODUCCIOacuteN EMPLEADO PARA EL MODELO 70
FIGURA 425 VENTANA DE CONSTRAINS DEL PROZO PRODUCTOR 71
FIGURA 51 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL AGUA EN LA
TEMPERATURA 76
FIGURA 52 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL PETROacuteLEO EN
LA TEMPERATURA 77
FIGURA 53 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
TEMPERATURA 78
FIGURA 54 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
CAPACIDAD 79
FIGURA 55 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN EL
AVANCE DE 80
FIGURA 56 SATURACIOacuteN Y CAPACIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 57 TEMPERATURA Y CONDUCTIVIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 58 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO COMPLEX THCONTAB 84
FIGURA 59 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO
COMPLEX THCONTAB 85
xiii
FIGURA 510 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 86
FIGURA 511 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL
COMPLEX THCONTAB 87
FIGURA 512 CONTRASTE ENTRE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
Y UN MODELO DISCRETO COMPLEX CON THCONTAB 88
FIGURA 513 CONTRASTE DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO INTEGRAL COMPLEX Y
LA CONDUCTIVIDAD TOTAL Y DE LA ROCA DE UN MODELO INTEGRAL CON THCONTAB 89
FIGURA 514 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD CAPACIDAD
CALORIacuteFICA TEMPERATURA Y SATURACIOacuteN TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
CON UN MODELO INTEGRAL COMPLEX 91
FIGURA 515 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO
DISCRETO COMPLEX THCONTAB Y UN MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 92
xiv
LISTA DE TABLAS
TABLA 21 GRAVEDAD API DE LOS HIDROCARBUROS 13
TABLA 22 POROSIDAD DE LOS MINERALES DE YACIMIENTOS 17
TABLA 23 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DEL AGUA 21
TABLA 41 VALORES DE LAS DIMENSIONES DE LAS MUESTRA A ESTUDIAR 43
TABLA 42 CONDICIONES EMPLEADAS EN LA TEacuteCNICA DE RMN 45
TABLA 43 COMPOSICIOacuteN DE LA SALMUERA 50
TABLA 44 DIMENSIONES DE LA MUESTRA EN FORMA DE CILINDRO 55
TABLA 45 DIMENSIONES DE LAS CELDAS DEL MALLADO 56
TABLA 46 INFORMACIOacuteN PETROFIacuteSICA DE LA MUESTRA 56
TABLA 47 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO DISCRETO 59
TABLA 48 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO INTEGRAL 59
TABLA 49 VALORES POR DEFECTOS DEL SIMULADOR 60
TABLA 410 VISCOSIDAD DE LOS FLUIDOS CON SU RESPECTIVA TEMPERATURA 63
TABLA 411 MODIFICACIONES EN LA SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
TABLA 51 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DE STAR Y OBTENIDO EXPERIMENTALMENTE 75
TABLA 52 SENSIBILIDADES DE LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA 75
TABLA 53 VALORES DE CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE STAR Y OBTENIDO
EXPERIMENTALMENTE 82
TABLA 54 SENSIBILIDADES DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE LA ROCA 82
1
INTRODUCCIOacuteN
Debido a la merma de crudos livianos y medianos a nivel mundial y nacional
aunado a los altos costos de la energiacutea y la necesidad de restituir la reserva se
estaacute incentivando a la empresa petrolera nacional a explotar de forma eficiente
las reservas de crudos pesados y extra-pesados a un ritmo maacutes acelerado los
cuales se caracterizan seguacuten la API (American Petroleum Institute) por ser
poseedores de altas viscosidades dificultando asiacute el proceso de explotacioacuten y
extraccioacuten (PDVSA 2010)
Dadas las reservas que de estos tipos de crudos en Venezuela se presentan en la
Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se ha establecido como reto el trabajar en
mejorar e innovar en tecnologiacuteas a nivel de exploracioacuten y explotacioacuten con la
finalidad de garantizar la mayor optimizacioacuten de los recursos proteger la
integridad del yacimiento y disminuir el impacto ambiental Entre los aspectos
maacutes importantes a tener en cuenta destaca la necesidad de contar con una
correcta caracterizacioacuten del yacimiento ya que eacutesta brinda la informacioacuten
baacutesica necesaria para definir la tecnologiacutea maacutes adecuada para el proceso de
explotacioacuten del yacimiento (Doumat 2016)
En particular para el caso de los yacimientos de crudos pesados y extra-
pesados existen diversas tecnologiacuteas para su extraccioacuten y explotacioacuten de
acuerdo a un proceso de recuperacioacuten mejorada de hidrocarburos (RMH)
dentro de las cuales destacan aquellos basados en meacutetodos teacutermicos (Ferrer
2009) Para la aplicacioacuten de estos meacutetodos en particular es necesario contar con
una evaluacioacuten de las propiedades teacutermica del yacimiento la cual usualmente
poco se ejecuta pero que resulta de gran importancia ya que permite conocer
coacutemo ocurre la transferencia de calor en el sistema dadas las dificultades
presentadas principalmente por las altas viscosidades encontradas en estos tipos
2
de crudos Es por ello que la estimacioacuten de propiedades teacutermicas del
yacimiento como difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad caloriacutefica y
conductividad teacutermica debe ser realizada previo a la seleccioacuten de la tecnologiacutea
a implementar para la extraccioacuten del crudo con la finalidad de conocer su
influencia en las propiedades de interaccioacuten roca-fluido que toman vida en el
yacimiento al implementar dichas tecnologiacuteas
Los paraacutemetros teacutermicos de los yacimientos asociados a la Empresa Mixta
Petrocarabobo a considerar en este trabajo son obtenidos de las pruebas de
laboratorio empleando las teacutecnicas de Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN) y
Calorimetriacutea estos seraacuten utilizados para evaluar su impacto en la transferencia
de calor mediante una simulacioacuten numeacuterica empleando el software Starsreg de
la empresa canadiense CMG (Computer Modelling Group) Asiacute en funcioacuten a lo
anteriormente expuesto en este estudio se plantea evaluar el efecto de las
propiedades teacutermicas sobre un sistema de yacimiento de forma discreta y
continua entendieacutendose por evaluacioacuten discreta el escenario donde cada uno
de los componentes del sistema (arena agua y crudo) son estudiados por
separado mientras que el continuo representa el sistema roca-fluido evaluado
como un solo elemento
3
CAPIacuteTULO I
EL PROBLEMA
11 Planteamiento de problema
La caracterizacioacuten de los yacimientos contempla en teacuterminos generales todos
aquellos estudios previos que se realizan para conocer las propiedades del
sistema roca-fluido a fin de optimizar los consiguientes procesos y por ende
entre otros aspectos mitigar los costos durante la explotacioacuten A nivel teacutermico
los fenoacutemenos asociados a esta caracterizacioacuten son actualmente determinados
de forma empiacuterica a condiciones ideales o por teacutecnicas que finalmente soacutelo
estiman la conductividad teacutermica de las rocas razoacuten por la cual se plantea en
este trabajo evaluar la influencia de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma
discreta y continua para un yacimiento petroliacutefero de arena no consolidada y
crudo extra-pesado asociado al Bloque Carabobo de la Faja Petroliacutefera del
Orinoco bajo una metodologiacutea experimental de tipo evaluativa a traveacutes del
simulador numeacuterico CMG Starsreg
12 Objetivos de la investigacioacuten
121 Objetivo general
Evaluar el impacto de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma discreta y
continua para un yacimiento asociado a la Faja Petroliacutefera del Orinoco a traveacutes
de simulacioacuten numeacuterica
4
122 Objetivos especiacuteficos
Recopilar la informacioacuten disponible de anaacutelisis experimentales en
propiedades teacutermicas de yacimientos de la FPO asiacute como las de
propiedades baacutesicas y de interaccioacuten roca fluidos
Construir el modelo de simulacioacuten numeacuterica para representar los
fenoacutemenos teacutermicos
Evaluar los escenarios de simulacioacuten resultantes de considerar las
variables teacutermicas de forma discreta y continua
Cotejar el impacto de los fenoacutemenos teacutermicos sobre los resultados
obtenidos en las simulaciones ejecutadas para los escenarios planteados
(discreto y continuo)
13 Justificacioacuten de la investigacioacuten
En la Faja Petroliacutefera del Orinoco los pozos estaacuten asociados a crudos pesados y
extra-pesados con viscosidades altas entre 1000 y 13000 cP aproximadamente
para el crudo vivo y viscosidades de hasta maacutes de 1000000 cP para el crudo
muerto lo cual dificulta las pruebas experimentales a nivel de laboratorio
Dadas estas condiciones es necesario estudiar las tecnologiacuteas existentes que
tienen lugar en el proceso de extraccioacuten de crudo debido a las dificultades que
se presentan al desplazar un fluido de tan alta viscosidad a traveacutes del medio
poroso que constituye el yacimiento (PDVSA 2006)
La tecnologiacutea maacutes empleada para estos tipos de crudos y que ha brindado
buenos resultados es la aplicacioacuten de meacutetodos teacutermicos con el fin de disminuir
la viscosidad del petroacuteleo para facilitar su movilidad a traveacutes del medio poroso
Es por ello que surge la necesidad de profundizar en el estudio de los
fenoacutemenos teacutermicos y asiacute garantizar la eficiencia de la aplicacioacuten de energiacuteas
5
adicionales para obtener una mayor explotacioacuten y produccioacuten que beneficie los
intereses de las compantildeiacuteas petroleras generando mayores ingresos
Entre los fenoacutemenos teacutermicos maacutes relevantes que toman lugar durante estos
procesos es importante resaltar la difusividad teacutermica la cual brinda
informacioacuten de la propagacioacuten de energiacutea a traveacutes de un medio (Cengel 2011)
el calor especiacutefico que indica la cantidad de calor necesaria a aplicar para que
un cuerpo eleve su temperatura un grado la capacidad caloriacutefica que indica la
cantidad de calor necesaria para aumentar un grado centiacutegrado la temperatura
de un volumen de sustancia determinado y por uacuteltimo la conductividad teacutermica
que muestra la capacidad de un cuerpo para conducir el calor a traveacutes de eacutel
(Cengel 2011)
Debido a que la evaluacioacuten experimental de estas propiedades teacutermicas es
compleja y costosa dentro de la industria petrolera en los uacuteltimos antildeos se ha
recurrido a ecuaciones empiacutericas como las reportadas por (Seto et al 1991) en
esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis como RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten
numeacuterica con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un
sistema en el que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y
continua para a su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y
calorimetriacutea para determinar dichas propiedades teacutermicas
14 Alcance de la investigacioacuten
Evaluar los paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma continua y discreta a traveacutes
de una simulacioacuten numeacuterica de yacimiento que permita determinar el impacto
de cada una de las variables teacutermicas sobre la dinaacutemica de los fluidos en
consideracioacuten para cada una de las condiciones indicadas continua y discreta
asiacute como establecer cuaacutel de estas dos condiciones experimentales en la
6
evaluacioacuten de los paraacutemetros teacutermicos es maacutes rentable y efectivo para el estudio
de fenoacutemenos teacutermicos difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad
caloriacutefica y conductividad teacutermica
15 Limitaciones
Como una de las principales limitaciones del trabajo se presenta el posible
vencimiento de la licencia del software de simulacioacuten de yacimientos empleado
en la investigacioacuten (Starsreg de CMG) De igual manera la disponibilidad de
paraacutemetros experimentales que aporten informacioacuten de los fenoacutemenos teacutermicos
sobre sistemas de yacimientos que permitan obtener una caracterizacioacuten maacutes
amplia de la influencia de los mismos sobre los resultados de la simulacioacuten
Ademaacutes se debe tener en consideracioacuten los siguientes aspectos
Los datos de las propiedades se obtienen de pruebas de laboratorio para
crudo extra-pesados de la FPO
Los datos utilizados corresponden a resultados de experimentos a
saturacioacuten de agua irreducible (Swirr) 85 sin presencia de gas en el
sistema
Los modelos existentes en los simuladores representan correlaciones
desarrolladas con petroacuteleo convencional mientras que en este estudio se
utiliza petroacuteleo extra-pesado Tanto en las ecuaciones de mezclas de las
fases liquida y gaseosa como en la dependencia con temperatura de las
propiedades teacutermicas
La evaluacioacuten del comportamiento integral implica asignacioacuten de la
propiedad igual para todas las fases presentes mientras que la discreta
especifica los valores individuales
7
Se realiza una verificacioacuten del efecto de la variacioacuten de las propiedades
teacutermica en el comportamiento transitorio de la temperatura y la diferencia
al considerar los enfoques discreto e integral
El estudio no pretende ser riguroso ni presentar el estado del arte de las
propiedades teacutermicas involucradas en el flujo de fluidos
No se estudia el efecto de la temperatura en las curvas de permeabilidad
relativa
8
CAPIacuteTULO II MARCO TEOacuteRICO
MARCO TEOacuteRICO
21 Antecedentes de la investigacioacuten
Anand et al (1973) ldquoPredicting Thermal Conductivities of formations From
Other Know Propertiesrdquo
Obtuvieron correlaciones para la estimacioacuten de la conductividad teacutermica de
areniscas saturadas de liacutequido con un conocimiento de la conductividad de la
arenisca seca y de las propiedades del fluido que la satura
La conductividad teacutermica de la roca seca ha mostrado ser funcioacuten de la
densidad el espacio poral el tamantildeo y tipo de grano cementacioacuten y
composicioacuten mineral La conductividad teacutermica de materiales que tienen
estructura cristalina como el cuarzo decrece con el incremento de temperatura
Zierfuss y Van der Vliet realizaron estudios para arenas consolidadas donde
establecieron que la conductividad teacutermica aumentaba si la permeabilidad y la
porosidad aumentaba
Guiados por la correlacioacuten de Tikhomirov (para rocas secas) se obtuvieron una
familia de curvas descritas por la ecuacioacuten de Somerton (para las areniscas
saturadas) que toma en cuenta la variacioacuten de la temperatura Los cambios de
fase afectan la conductividad pero esto es un efecto de la saturacioacuten del fluido
en lugar de un efecto de temperatura en siacute
La compresioacuten es una fuerza opuesta a la presioacuten de poro si la presioacuten de poro
disminuye entonces gobernara la compresioacuten y aumentara la conductividad
teacutermica porque causara mayor contacto La presioacuten de poro puede estar
asociada al comportamiento del fluidos contenido en los poros y la reduccioacuten
de la presioacuten de poro puede deberse a la vaporizacioacuten de alguno de los fluidos y
9
esto puede causar la reduccioacuten de la conductividad teacutermica sin embargo esto
se atribuye a un efecto de saturacioacuten y no de presioacuten de poro en siacute
Somerton et al (1974) ldquoThermal Behavior of Uncosolidated Oil Sandsrdquo
La conductividad teacutermica de las arenas petroliacuteferas no consolidadas han sido
medidas y correlacionadas con otras propiedades fiacutesicas del sistema roca-fluido
donde se ha determinado que el fluido mojante tiene un efecto dominante en el
valor de la conductividad y ademaacutes el soacutelido con mayor porcentaje en la
composicioacuten de la roca
Explica que para las arenas consolidadas la conductividad teacutermica de la arena
saturada con salmuera es de 2 a 3 veces mayor que la conductividad teacutermica de
la arena seca Mientras que para las arenas no consolidadas las arenas saturas de
salmuera son de 6 a 8 veces la conductividad teacutermica de la arena seca
Los efectos de la variacioacuten de la temperatura en la conductividad teacutermica para
las arenas no consolidadas son relativamente pequentildeos y pueden ser evaluados
con una simple ecuacioacuten lineal igualmente los efectos de la variacioacuten de la
presioacuten La conductividad teacutermica de la roca seca es baja por el contacto entre
granos la fase mojante aumenta la conexioacuten y asiacute aumenta la conductividad
En las arenas es importante tambieacuten el efecto de la porosidad y la conductividad
de los soacutelidos aunque presenta menor importancia la conductividad tambieacuten es
afectada por el tamantildeo de granos forma y distribucioacuten permeabilidad y
resistividad eleacutectrica son los factores maacutes relacionados la conductividad
teacutermica pero solo en cuanto a otras propiedades como el tamantildeo de los poros
la forma y la tortuosidad que a su vez se relacionan con la conductividad
teacutermica
Desarrollaron un modelo matemaacutetico para predecir que la conductividad de
algunas rocas saturadas incrementa casi linealmente con el aumento de la fase
mojante y hay una gran disminucioacuten de la conductividad entre la saturacioacuten de
10
agua connata y el 100 por ciento de la saturacioacuten del fluido no mojante Chu
antildeadioacute el teacutermino de saturacioacuten en la ecuacioacuten
Maiquiza (2008) ldquoEstudio de recuperacioacuten mejorada de petroleo por
inyeccion de agua caliente en un yacimiento de crudos pesados de un campo
del oriente ecuatorianordquo
Se presenta el meacutetodo de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo por inyeccioacuten de
agua caliente ademaacutes incluye las propiedades teacutermica de las rocas y de los
fluidos y sus respectivas ecuaciones
Los mecanismos de recuperacioacuten de petroacuteleo en un yacimiento de crudos
pesados por inyeccioacuten de agua caliente se debe al mejoramiento de la movilidad
del petroacuteleo como resultado de la reduccioacuten de su viscosidad debido al
incremento de la temperatura durante el anaacutelisis del proyecto consiguioacute
mejorar la relacioacuten de movilidad de 7457 a la temperatura inicial del
yacimiento de 200ordmF a un valor de 3831 a una temperatura de 328ordmF Los
mecanismos de recuperacioacuten del crudo durante los procesos de recuperacioacuten
mejorada dependen de las propiedades que tenga el crudo es decir si se trata de
un crudo liviano pesado o extra-pesado Al mejorar la relacioacuten de movilidad
con la inyeccioacuten de agua caliente se consigue mejorar la eficiencia de
desplazamiento de 0512 a 0542 Un proceso de inyeccioacuten de agua caliente se
debe aplicar en yacimientos donde la viscosidad sea relativamente alta mayor a
50 Cp
Al realizar una comparacioacuten entre el modelo de inyeccioacuten convencional de agua
y la inyeccioacuten de agua caliente la eficiencia en la recuperacioacuten de petroacuteleo es un
poco menor del doble en la inyeccioacuten de agua caliente
Bricentildeo (2015) ldquoTransferencia de calor en los yacimientos petroleros y sus
ecuaciones de estadordquo
11
Las consideraciones generales para estudiar la transferencia de calor mediante
procesos teacutermicos son presioacuten porosidad espesor de la arena movilidad del
petroacuteleo Las propiedades teacutermicas maacutes importantes de los fluidos desde el
punto de vista teacutermico viscosidad densidad calor especiacutefico conductividad
teacutermica conductividad teacutermica de liacutequidos y gases conductividad teacutermica de
rocas capacidad caloriacutefica de rocas saturadas Trata la transferencia de calor
mediante la utilizacioacuten de calentadores de fondo (inyeccioacuten de fluidos calientes
y combustioacuten in situ) y los mecanismos de transferencia de calor en la
formacioacuten conduccioacuten y conveccioacuten
Doumat (2016) ldquoEvaluacioacuten de las propiedades teacutermicas del yacimiento no
consolidado campo Petrocarabobo de la Faja Petroliacutefera del Orinocordquo
El objetivo de este trabajo fue evaluar las propiedades teacutermicas del yacimiento
petroliacutefero no consolidado asociado del Campo Petrocarabobo de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco considerando las teacutecnicas de RMN y calorimetriacutea a fin
estudiar el comportamiento de la transferencia de calor en este yacimiento Se
realizoacute una comparacioacuten de los resultados obtenidos en un rango de temperatura
entre 50 y 200degC para el sistema de yacimiento con fluidos y para el sistema de
yacimiento sin fluidos evaluando la difusividad teacutermica el calor especiacutefico la
capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica
22 Bases teoacutericas
En las bases teoacutericas se describen principios definiciones y suposiciones que
sirven de soporte para evaluar la influencia de las propiedades teacutermicas
involucradas en el flujo de fluidos en el yacimiento mediante la transferencia de
masa (flujo de fluidos) y energiacutea al sistema (conduccioacuten de calor)
12
221 Yacimiento
Un yacimiento puede ser definido como una unidad geoloacutegica de volumen
limitado porosa y permeable capaz de contener hidrocarburos liacutequidos yo
gaseosos a traveacutes de la cual estos fluidos pueden desplazarse para ser
recuperados bajo presiones existentes o aplicadas externamente Estaacute
constituido por dos elementos fundamentales el medio recipiente y los fluidos
almacenados en ese medio Implica la correlacioacuten de dos aspectos baacutesicos para
la industria petrolera las consideraciones geoloacutegicas y las propiedades de los
fluidos contenidos en el yacimiento (Escobar 2004)
2211 Yacimientos consolidados
Son aquellos que por lo general tienen mayor cantidad de material cementante
que permite que el nivel de cohesioacuten entre los granos sea elevado es decir que
los granos esteacuten fuertemente compactados sumado al efecto de soterramiento
(Araujo 2004)
2212 Yacimientos no consolidados
Son aquellos que suelen tener poco material de matriz (material de
cementacioacuten) que mantenga unido los granos de arena y por lo general tambieacuten
se conoce con el nombre de arenas poco consolidadas constituidas por
formaciones terciarias joacutevenes (Araujo 2004)
222 Fluidos contenidos en los yacimientos
Las rocas de yacimiento contienen agua de formacioacuten petroacuteleo y gas siendo
los dos uacuteltimos fluidos compuestos orgaacutenicos (Carbono e Hidroacutegeno)
normalmente denominados hidrocarburos (Araujo 2004)
2221 Agua de formacioacuten
Es agua salada atrapada en los intersticios de los sedimentos de un yacimiento
durante su deposicioacuten Tambieacuten se conoce como agua intersticial o agua
connata El agua de formacioacuten resulta ser de 3 a 4 veces maacutes salina que el agua
de mar y contiene en promedio 35 en peso o 35000 ppm de Cloruro de
13
Sodio (NaCl) Entre los iones predominantes en las sales disueltas presentes en
las aguas de formacioacuten se encuentran Na+ K
+ Mg
++ Ca
++ Ba
++ Li
+ Cl
ndash
NO3ndash CO3
= HCO3
ndash y SO4
= (Araujo 2004)
2222 Hidrocarburos (Crudo)
Los hidrocarburos son compuestos formados por cadenas lineales o ramificadas
de carbonos unidas por enlaces de hidroacutegeno De acuerdo a las condiciones de
presioacuten y temperatura del yacimiento los hidrocarburos pueden encontrarse en
estado liacutequido o gaseoso Ademaacutes en el medio poroso de la roca el crudo
puede estar acompantildeado por trazas de oxiacutegeno nitroacutegeno azufre y ciertos
metales como el vanadio hierro niacutequel cobre entre otros (Bear 1972) Eacutestos
se clasifican en livianos medianos pesados y extra-pesados seguacuten sus dos
propiedades maacutes relevantes (densidad y gravedad degAPI) como se muestra en la
Tabla 21 (Araujo 2014)
Tabla 21 Gravedad API de los Hidrocarburos
Crudo Densidad
(gcm3)
degAPI
Extra-pesado gt 1 lt10
Pesado 10 - 092 1000 - 2230
Mediano 092 - 087 2230 - 3110
Ligero 087 - 083 3110 - 3900
Suacuteper Ligero lt 083 gt39
Fuente Araujo (2004)
223 Grados API
Es una escala de medicioacuten utilizada para hidrocarburos basaacutendose en su peso
especiacutefico es decir con relacioacuten al agua con la cual se define la calidad del
crudo (liviano mediano pesado extra-pesado) (PDVSA 2010)
224 Crudos Extra-pesados
El teacutermino se refiere a todo tipo de crudo cuya densidad medida en Gravedad
API es menor que 10degAPI es maacutes pesado que el agua y su viscosidad libre de
14
gas estaacute por debajo de los 10000 cP a temperatura de yacimiento y a presioacuten
atmosfeacuterica Posee ademaacutes un contenido aproximado de azufre de 35 y un
contenido de metales de aproximadamente 488 ppm (V Ni entre otros)
Debido a estas caracteriacutesticas el crudo extra-pesado tiene problemas de
movilidad tanto en el yacimiento como en la superficie
Tanto los crudos pesados como los extra-pesados se caracterizan entre otras
cosas por contener una elevada porcioacuten de fracciones de hidrocarburos de alto
peso molecular y tener un mayor contenido de heteroaacutetomos indeseables (S N
O entre otros)
En el oriente de Venezuela se encuentran las mayores reservas de este tipo de
crudo en el mundo depoacutesito conocido actualmente como Faja Petroliacutefera del
Orinoco En dicho depoacutesito las propiedades y calidades de los fluidos variacutean
considerablemente de norte a sur pudieacutendose encontrar hacia el norte crudos
pesados de unos 17degAPI y al sur crudos extra-pesados de hasta 4degAPI (Fiorillo
1987)
225 Recuperacioacuten Teacutermica
Proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las
acumulaciones subterraacuteneas (yacimiento) de compuestos orgaacutenicos con el
propoacutesito de producir hidrocarburos a traveacutes de los pozos
En el caso de petroacuteleos viscosos se utiliza calor para mejorar la eficiencia de
desplazamiento y su nivel de extraccioacuten La reduccioacuten de la viscosidad del
petroacuteleo que acompantildea al incremento de temperatura permite no solo que el
petroacuteleo fluya maacutes faacutecilmente sino tambieacuten resulta en una relacioacuten de movilidad
maacutes favorable durante te desplazamiento de petroacuteleo con agua (Bricentildeo 2015)
La figura 21 representa un ejemplo graacutefico de la viscosidad que puede
presentar un crudo en el yacimiento y la que adquiririacutea posteriormente al aplicar
15
alguacuten proceso teacutermico que le agregue un diferencial de temperatura extra al
yacimiento
Figura 21 Viscosidad del crudo vs Temperatura Fuente Puerta (2015)
Los beneficios obtenidos con los meacutetodos teacutermicos son la reduccioacuten de la
saturacioacuten del crudo residual a consecuencia de la expansioacuten teacutermica aumento
de la eficiencia areal por efecto de la mejora en la razoacuten movilidad destilacioacuten
con vapor y craqueo teacutermico
2251 Clasificacioacuten de los procesos de recuperacioacuten teacutermica
Los procesos teacutermicos de extraccioacuten utilizados hasta el presente se clasifican en
dos tipos aquellos que implican la inyeccioacuten de un fluido caliente en el
yacimiento y los que utilizan la generacioacuten de calor en el propio yacimiento A
estos uacuteltimos se les conoce como ldquoProcesos In Siturdquo entre los cuales cabe
mencionar el proceso de Combustioacuten In Situ Tambieacuten se pueden clasificar
como Desplazamientos Teacutermicos o Tratamientos de Estimulacioacuten Teacutermica
(Bricentildeo 2015)
22511 Inyeccioacuten de fluidos calientes
Los procesos de inyeccioacuten de fluidos calientes envuelven la inyeccioacuten de
fluidos previamente calentados en yacimientos relativamente friacuteos La variedad
de fluidos incluyen los maacutes comunes como el agua (tanto liacutequida como en
forma de vapor) y el aire hasta otros gases de combustioacuten y solventes (Bricentildeo
2015)
16
22512 Recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua caliente
La inyeccioacuten de agua caliente es un proceso teacutermico de desplazamiento es
probablemente el proceso teacutermico de recuperacioacuten maacutes simple y seguro En
algunos casos dependiendo de las caracteriacutesticas del yacimiento puede ser el
maacutes econoacutemico y ventajoso el proceso consiste en inyectar agua caliente a
traveacutes de un cierto nuacutemero de pozos y producir el petroacuteleo por otros Los pozos
de inyeccioacuten y produccioacuten se perforan en arreglos tal como en los procesos de
inyeccioacuten convencional de agua (waterflooding) o la inyeccioacuten continua de
vapor
La inyeccioacuten de agua caliente involucra el flujo de dos fases agua y petroacuteleo
En este sentido los elementos de la inyeccioacuten de agua caliente son
relativamente faacuteciles de describir ya que se trata baacutesicamente de un proceso de
desplazamiento en el cual el petroacuteleo es desplazado inmisciblemente tanto por
agua caliente como friacutea Se aplican a crudos relativamente viscosos
permitiendo asiacute mejorar las condiciones de desplazamiento desde yacimiento
hasta la superficie (Bricentildeo 2015)
Figura 22 Inyecciones de agua caliente Fuente Bricentildeo (2015)
226 Propiedades petrofiacutesicas de la roca
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la roca de yacimiento incluyen la permeabilidad y
la porosidad las cuales indican el comportamiento que puede describir la roca
al interactuar con los fluidos de yacimientos (Araujo 2004)
17
2261 Porosidad (120601)
La porosidad es una medida del espacio vaciacuteo existente entre granos dentro de
la roca expresada como una fraccioacuten (o porcentaje) del volumen total de la roca
Representa el porcentaje del volumen total de la roca que estaacute constituido por el
espacio poroso en la Tabla 22 se reportan algunos valores de porosidad de los
minerales que conforman los sistemas de yacimientos (Araujo 2004)
Tabla 22 Porosidad de los minerales de yacimientos
Material Porosidad
()
Arena 25 - 50
Limo 25 - 50
Arcilla 40 - 70
Basalto Fracturado 5 - 50
Dolomita 0 - 20
Roca Cristalizada Fracturada 0 - 10
Roca Cristalina Densa 0 - 5
Fuente Araujo (2004)
Los yacimientos con baja porosidad tienden a no ser explotables desde el punto
de vista econoacutemico siendo valores comunes de porosidad para formaciones
consolidadas entre 10 y 25 llegando hasta 50 o maacutes en arenas no
consolidadas (Araujo 2004)
2262 Permeabilidad (K)
La permeabilidad de un medio poroso es la habilidad que presenta eacuteste para
dejar pasar un fluido a traveacutes de sus poros interconectados yo red de fracturas
es decir es una caracteriacutestica de la roca Como la permeabilidad depende de la
continuidad de los poros no existe en teoriacutea una uacutenica relacioacuten entre la
porosidad absoluta de una roca y su permeabilidad (Araujo 2004)
2263 Saturacioacuten del fluido
Fraccioacuten del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes
(Araujo 2004) Se identifica Sw como saturacioacuten de agua y So saturacioacuten de
petroacuteleo
18
2264 Tapoacuten
Es una muestra de un nuacutecleo de arena no consolidada que es tomada de la
formacioacuten rocosa y que tiene forma similar a un cilindro empacada de tal
manera facilitando asiacute su manipulacioacuten y permitiendo el anaacutelisis experimental
de la misma (Araujo 2004)
227 Propiedades teacutermicas en los yacimientos
Las propiedades teacutermicas son de gran importancia debido a que son una parte
fundamental en el estudio de transporte de energiacutea en forma de calor en
sistemas roca-fluidos aplicado en la prediccioacuten de la explotacioacuten de
yacimientos petroliacuteferos Las propiedades maacutes importantes son las que se
describen a continuacioacuten
2271 Calor especiacutefico (Ce)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a una unidad por masa para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de correlaciones
o encontrarse tabulada Chevertenkov et al (2013) Su unidad de medida es
energiacutea en forma de calor entre unidad de masa por temperatura en escala de
laboratorio las unidades son JKg degC Se calcula con la siguiente ecuacioacuten
119862119890 = ((119872119907119888lowast119862119890119907119888)+(119872119905lowast119862119890119905lowast119879119894119905)))
119872119904lowast(119879119904minus119879119890) (Ec1)
Donde
Ce calor especiacutefico (JKg degC) Mvc masa del vaso calorimeacutetrico (Kg) Cevc
calor especiacutefico del vaso calorimeacutetrico (JKg degC) Mt masa del termoacutemetro
(Kg) Cet calor especiacutefico del termoacutemetro (JKg degC) Te temperatura (degC) y Ts
temperatura del soacutelido (degC)
2272 Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cv)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a la unidad de volumen para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de
correlaciones o encontrarse tabulada (Maiquiza 2008) Su unidad de medida es
19
energiacutea en forma de calor entre unidad de volumen por temperatura en escala
de laboratorio las unidades son (Jcm3degC) Su expresioacuten matemaacutetica
119862119907 = 120588 lowast 119862119890 (Ec2)
Donde
Cv capacidad caloriacutefica (Jcm3degC) ρ densidad (Kgcm3) Ce Calor especiacutefico
(JKg degC)
2273 Difusividad teacutermica (120630)
Esta determina la velocidad con la que se desplaza un frente de temperatura a
traveacutes del medio Chevertenkov et al (2013) Su unidad es medida es de aacuterea
entre tiempo a escala de laboratorio Las unidades son (m2s) Para obtener su
valor se emplea la siguiente ecuacioacuten
120572 = 119896
120588119862119890 (Ec3)
Donde
120572 difusividad teacutermica del material (m2s) K conductividad teacutermica
(JcmmindegC) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg
degC)
2274 Conductividad teacutermica (K)
Es una propiedad del material que indica la cantidad de calor transferida por
unidad de tiempo a traveacutes del material por unidad de aacuterea transversal normal un
gradiente unitario de temperatura bajo condiciones de estado estacionario y en
la ausencia de cualquier movimiento de fluido o partiacuteculas En general la
conductividad teacutermica de cualquier material variacutea con la presioacuten y la
temperatura En muchos caacutelculos de ingenieriacutea de yacimientos los valores
promedio sobre las condiciones esperadas son adecuados a menos que exista
un cambio de fase Prats (1987) Su unidad de medida es energiacutea en forma de
calor entre unidad de longitud por unidad de tiempo por temperatura en escala
20
de laboratorio las unidades son (JcmmindegC) Se calcula mediante la siguiente
operacioacuten
119870 = 120572 lowast 120588 lowast 119862119890 (Ec4)
Donde
K conductividad teacutermica (JcmmindegC) 120572 difusividad teacutermica del material
(m2s) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg degC)
22741 Conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se obtiene mediante una relacioacuten propuesta por Cragoe (ecuacioacuten 5) para
fracciones de petroacuteleos y mezclas de hidrocarburos en general
119870119900 =00677(1minus0000(119879minus32))
radicγo (Ec5)
Donde Ko conductividad teacutermica (BTUhrmiddotpiemiddotdegF) T temperatura (degF) γo
gravedad especiacutefica del petroacuteleo Posteriormente llevado a las unidades de labo-
ratorio
22742 Conductividad teacutermica del agua
Se obtiene a partir de una interpolacioacuten con los valores reportados en una
tabla en la paacutegina web de la faculta de ingenieriacutea de la Universidad de
Buenos Aires
21
Tabla 23 Valores de conductividad teacutermica del agua
228 Calorimetriacutea
La calorimetriacutea se basa en la medicioacuten del calor a traveacutes del principio en que
dos sustancias que inicialmente estaacuten a diferentes temperaturas buscaraacuten
estabilizarse teacutermicamente sin cambiar de fase o composicioacuten transfiriendo
calor dentro del sistema hasta alcanzar una temperatura de equilibrio esta se
puede realizar a traveacutes de un recipiente adiabaacutetico donde la energiacutea no puede
atravesar el sistema aunque este tipo de sistemas no existen en la realidad lo
maacutes parecido es un termo Un caloriacutemetro es una especie de olla con tapa
conserva bien el friacuteo y el calor (Fourty 2013)
Se usa la medicioacuten del calor para evaluar el calor especiacutefico (a traveacutes de la
ecuacioacuten 1) y una vez obtenido el calor especiacutefico a traveacutes de la calorimetriacutea se
puede determinar la capacidad caloriacutefica (mediante la ecuacioacuten 2) de una
sustancia soacutelida o liacutequida
229 Transferencia de calor
Es un proceso por el que se intercambia energiacutea en forma de calor entre
distintos cuerpos o entre diferentes partes de un mismo cuerpo que estaacuten a
distinta temperatura y fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a
regiones de bajas temperaturas El calor se transfiere mediante conveccioacuten
22
radiacioacuten o conduccioacuten Aunque estos tres procesos pueden tener lugar
simultaacuteneamente puede ocurrir que uno de los mecanismos predomine sobre
los otros dos (Bricentildeo 2015)
2291 Meacutetodos de transferencia de calor
Por definicioacuten calor es la energiacutea que se transfiere como resultado de una
diferencia o gradiente de temperatura Matemaacuteticamente es una cantidad
vectorial que fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a regiones de
bajas temperaturas (Maiquiza 2008) Los mecanismos baacutesicos de transferencia
de calor son
22911 Conduccioacuten
Es la transferencia de calor de una parte de un cuerpo a alta temperatura a otra
parte del mismo a menor temperatura o de un cuerpo a alta temperatura a otro
cuerpo a menor temperatura en contacto fiacutesico con eacutel La ley fiacutesica que
describe el calor por conduccioacuten se conoce como la primera Ley de Fourier
propuesta en 1822 (Bricentildeo 2015)
22912 Radiacioacuten
Es el proceso por el cual el calor es transferido por ondas electromagneacuteticas
(Bricentildeo 2015)
22913 Conveccioacuten
La transferencia de energiacutea en forma de calor se da desde una superficie hacia
un fluido (gas o liacutequido) en movimiento o del fluido en movimiento hacia la
superficie en contacto con eacutel o de una parte de fluido en movimiento a mayor
temperatura hacia otra parte del mismo fluido a menor temperatura Si el
movimiento del fluido se debe a la aplicacioacuten de alguna fuerza (bomba
abanico etc) se dice que existe conveccioacuten forzada Si el fluido se mueve por
diferencia de densidades debido a diferencias de temperaturas se dice que hay
conveccioacuten libre (Maiquiza 2008) Ejemplo flujo de agua caliente vapor que
condensa en direccioacuten del flujo
23
2210 Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN)
La RMN se basa en la respuesta de los nuacutecleos de hidroacutegeno cuando son
expuestos a un campo magneacutetico de alta homogeneidad Su principio fiacutesico
consta de un nuacutecleo de un elemento cuando es colocado bajo el efecto de un
campo magneacutetico este se puede alinear en la misma direccioacuten del campo o en
contra de eacutel diferenciaacutendose dos estados de energiacutea en donde el nivel de baja
energiacutea tambieacuten es denominado estado de equilibrio Debido a que la diferencia
entre ambos estados de equilibrio es muy pequentildea ciertas perturbaciones hacen
que los aacutetomos cambien faacutecilmente de un estado de energiacutea a otro (se crea una
situacioacuten de resonancia) emitiendo cierta cantidad de radiacioacuten en este proceso
siendo estas ondas lo que se capta en una herramienta de RMN lo cual
constituye el principio fiacutesico de su funcionamiento
El nuacutecleo de hidroacutegeno se puede considerar como una barra imantada cuyo eje
magneacutetico estaacute alineado con el eje del momento rotacional del nuacutecleo Cuando
no existe la influencia de ninguacuten campo magneacutetico los nuacutecleos estaacuten alineados
al azar El hidroacutegeno posee momento magneacutetico y es un elemento abundante
en los fluidos contenidos en el espacio poroso de las rocas Las herramientas de
RMN desarrolladas hasta ahora para la evaluacioacuten de formaciones son aplicadas
a la manipulacioacuten de nuacutecleos de hidroacutegeno el cual posee un solo protoacuten Grillo
et al (2014)
2211 Simulacioacuten de yacimientos
La simulacioacuten de yacimientos es una ciencia que combina la fiacutesica la
matemaacutetica la geologiacutea la ingenieriacutea de yacimientos y programacioacuten de
computadores para desarrollar herramientas que pronostiquen el
comportamiento de los yacimientos de hidrocarburos bajo diferentes
condiciones de operacioacuten (Sepuacutelveda 2005)
Esta ciencia es indispensable para obtener predicciones aproximadas del
desarrollo de un yacimiento Dicha necesidad nace del hecho que un proyecto
de recuperacioacuten de un campo de hidrocarburos involucra una inversioacuten de
24
cientos de millones de doacutelares y presenta varios riesgos que estaacuten asociados con
el desarrollo seleccionado y por tanto se precisa la evaluacioacuten y minimizacioacuten
de dichos riesgos Los factores que contribuyen al riesgo incluyen
Complejidad del yacimiento debido a las propiedades de
heterogeneidad y anisotropiacutea de las rocas
Variaciones regionales del flujo de fluidos y caracteriacutesticas de las
curvas de permeabilidades relativas
Complejidad del mecanismo de recobro de hidrocarburos
Aplicabilidad de otros meacutetodos predictivos limitados e inapropiados
22111 Etapas para la simulacioacuten de yacimientos
Para la creacioacuten de un modelo de simulacioacuten de yacimientos que permita
predecir el comportamiento del flujo de fluidos en el medio poroso se requiere
generar una representacioacuten del yacimiento a partir de datos geoloacutegicos
geofiacutesicos y de ingenieriacutea para crear el modelo estaacutetico Posteriormente integrar
esta informacioacuten geoloacutegica con la descripcioacuten de comportamiento
termodinaacutemico de los fluidos para estimar los voluacutemenes en sitio y finalmente
lograr aproximar el comportamiento del yacimiento a traveacutes de un modelo
dinaacutemico que permita evaluar distintos escenarios de explotacioacuten de las
reservas del yacimiento
En el modelo estaacutetico estaacute conformado por diversos sub-modelos los cuales se
trabajan por separado y luego se uniraacuten para formarlo
Modelo estructural este describe la geometriacutea del yacimiento como
fallas discontinuidad en las capas liacutemites del yacimiento
Modelo sedimentoloacutegico y estratigraacutefico caracteriacutesticas de la formacioacuten
productora liacutemites del yacimiento caracteriacutesticas del acuiacutefero ambiente
sedimentario predominante
25
Modelo petrofiacutesico contiene los datos de porosidad permeabilidad
volumen de arcilla saturacioacuten irreducible de agua y saturacioacuten de agua
movible (Sepuacutelveda 2005)
Modelo geomecaacutenico constituye una recoleccioacuten de los datos
necesarios para efectuar predicciones cuantitativas y cualitativas del
comportamiento esfuerzo-deformacioacuten de la roca yacimiento Estos
datos incluyen los esfuerzos presentes en el subsuelo la presioacuten de poro
las propiedades elaacutesticas la resistencia y la estructura de las rocas y
datos numeacutericos tales como la presencia de un intenso fracturamiento
natural (Cook 2016)
El modelo dinaacutemico se encarga de estudiar la hidraacuteulica de los fluidos
dentro del medio poroso el comportamiento de las presiones la
produccioacuten y el efecto de cada una de las variables involucradas en el
proceso permitiendo identificar el mejor escenario para la produccioacuten
eficiente del yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
Primero se identifican las condiciones iniciales y de frontera del modelo de
simulacioacuten luego se realiza una inicializacioacuten para reproducir las condiciones
originales de los fluidos presentes en el yacimiento posteriormente se ejecuta el
ajuste histoacuterico esto para comprobar la calidad del modelo una vez realizado
esto se puede llevar a cabo las respectivas predicciones del comportamiento del
modelo en el futuro (Sepuacutelveda 2005)
22112 Mecanismos de desplazamiento
Para obtener una descripcioacuten fiacutesica del yacimiento real es necesario conocer el
mecanismo de desplazamiento predominante (compresibilidad de la roca
liberacioacuten de gas en solucioacuten segregacioacuten de gas gravitacional empuje por
capa de gas y empuje hidraacuteulico) de acuerdo a esto el modelo debe representar
esta caiacuteda de presioacuten en el yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
26
22113 Propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades petrofiacutesicas se determinan en el laboratorio con pequentildeos
nuacutecleos obtenidos del yacimiento estas deben ser representativas del
yacimiento Para asegurar una mayor precisioacuten en estos datos se puede obtener
informacioacuten complementaria de estas propiedades Dicha informacioacuten la
proporcionan los registros geofiacutesicos y los anaacutelisis de prueba de presioacuten
Ademaacutes existen correlaciones numeacutericas para la obtencioacuten de estas
propiedades y pueden ser de utilidad en cuando no se tengan datos disponibles
(Sepuacutelveda 2005)
Los datos petrofiacutesicos que se necesitan para efectuar una simulacioacuten son
Porosidades
Permeabilidades
Saturaciones de agua petroacuteleo y gas
Presioacuten capilar entre diferentes interfaces
Permeabilidad relativa al agua petroacuteleo y al gas
Compresibilidad de la formacioacuten
22114 Propiedades PVT de los fluidos
Las propiedades de los fluidos son tambieacuten obtenidas en el laboratorio por
medio de muestras obtenidas de los pozos Para poder lograr una descripcioacuten
termodinaacutemica aceptable deben de realizarse tomas de muestras vaacutelidas y
representativas del fluido de yacimiento posteriormente someter las muestras a
condiciones de presioacuten volumen y temperatura que imiten las condiciones del
subsuelo para reproducir el comportamiento de los fluidos que permitan realizar
pronoacutesticos de produccioacuten durante la simulacioacuten numeacuterica (Sepuacutelveda 2005)
Las propiedades de los fluidos que generalmente se requieren en un trabajo de
simulacioacuten son
Factores de volumen del agua del petroacuteleo y del gas (Bw Bo Bg)
27
Relacioacuten de solubilidad del gas en el petroacuteleo y en el agua (Rso Rsw)
Viscosidades del agua del petroacuteleo y del gas (μw μo μg)
Compresibilidad del agua del petroacuteleo y del gas (Cw Co Cg)
Comportamiento de fases
Presioacuten de saturacioacuten
22115 Datos de produccioacuten
Cuando se trata de hacer un ajuste del modelo con la historia del yacimiento se
requieren conocer el meacutetodo de produccioacuten y la declinacioacuten de la presioacuten Estos
datos de produccioacuten que se necesitan para cada pozo se pueden desglosar en
los siguientes puntos
Flujo de petroacuteleo vs Tiempo
Flujo de gas vs Tiempo
Flujo de agua vs Tiempo
Presiones vs Tiempo
Ademaacutes es preciso contar con los iacutendices de productividad y si es el caso con
los iacutendices de inyeccioacuten de los pozos que integran el yacimiento En la praacutectica
generalmente se cuenta con un registro completo de la tasa de produccioacuten de
petroacuteleo de cada pozo pero no pasa lo mismo con los datos de produccioacuten de
gas y de agua cuya informacioacuten la mayoriacutea de las veces es limitada Por ello se
necesita que con los datos disponibles se elabore una graacutefica como la que se
presenta en la Figura 23 que permita interpolando obtener una informacioacuten
maacutes completa
28
Figura 23 Graacutefica tasas de fluidos en funcioacuten del tiempo (Sepuacutelveda 2005)
22116 Simulador de recuperacioacuten teacutermica
Este tipo de modelo se utiliza para simular el comportamiento de los
yacimientos sujetos a alguacuten proceso de recuperacioacuten mejorada por medio de
meacutetodos teacutermicos cuyo objetivo principal es proporcionar energiacutea caloriacutefica al
petroacuteleo con el fin de disminuir su viscosidad y de esta forma facilitar su flujo
hacia los pozos productores Este tipo de meacutetodos puede clasificarse en
Inyeccioacuten de fluidos calientes que pueden ser agua caliente o vapor
Combustioacuten en sitio
Calentamiento electromagneacutetico
Los simuladores que se emplean para este tipo de procesos son complejos
pues requieren el uso de correlaciones que describan las propiedades PVT de
los fluidos para n-componentes como funcioacuten de la presioacuten de la temperatura y
de la composicioacuten (Sepuacutelveda 2005)
22117 Descripcioacuten de la herramienta de simulacioacuten numeacuterica
Por sus siglas en ingleacutes ldquoComputer Modelling Grouprdquo (CMG) es una empresa
de simulacioacuten de yacimientos canadiense la cual cuenta con diferentes
softwares para la simulacioacuten de diferentes tipos de yacimientos
221171 BUILDERreg
Es el pre-procesador en 2D y 3D estaacute basada en MS-Windows que puede ser
usada para crear los datos de entrada dat (aset) para los simuladores los cuales
29
son IMEXreg GEMreg y STARSreg soportados por Builder Este cubre todas las
aacutereas de los datos de entrada en una interfaz sencilla para el usuario
incluyendo crear e importar celdas y propiedades de celda localizando pozos
importando los datos de produccioacuten o creando modelos de fluidos propiedades
roca-fluidos y condiciones iniciales A continuacioacuten se describe el empleado en
este trabajo
221172 STARSreg
Por sus siglas en ingleacutes ldquoSteam Thermal and Advanced Proceses Reservoir
Simulatorrdquo es el simulador pseudocomposicional utiliza valores-k teacutermico e
isoteacutermico quiacutemico y geomecaacutenico usados para analizar yacimientos
estimulados por quiacutemicos e ideal para modelar procesos de recuperacioacuten
avanzada que implica la inyeccioacuten de vapor solventes aire y quiacutemicos Su
cineacutetica de reaccioacuten robusta y capacidades geomecaacutenicas lo hacen el simulador
de yacimientos maacutes completo y flexible disponible en el mercado para modelar
los procesos de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo y gas
221173 RESULTSreg
Es un post-procesador donde se permite la visualizacioacuten y animacioacuten de los
resultados en 2D y 3D como graacuteficos y videos (CMG 2015)
2212 Sistema integral
Es aquel sistemas donde el valor de conductividad fue obtenido al estudiar un
tapoacuten saturado de fluidos (agua a saturacioacuten de agua residual y el resto del vo-
lumen poroso ocupado por petroacuteleo) es decir representa el sistema roca-fluido
evaluado como un elemento
2213 Sistema discreto
El escenario donde cada uno de los componentes del sistema (arena agua y
crudo) son estudiados por separado para obtener el valor de conductividad teacuter-
mica de cada elemento
30
2214 Modelo integral
Es aquel modelo que se genera en el simulador al introducir un uacutenico y mismo
valor de conductividad teacutermica para cada uno de los elementos presentes (flui-
dos y roca) Es decir la conductividades teacutermicas son iguales (Kr = Ko = Kw) y
es el valor obtenido del sistema integral
2215 Modelo discreto
Es aquel modelo que en el que se asigna el respectivo valor de conductividad
teacutermica a cada fase o elemento presente
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos
De los cuatro paraacutemetros teacutermicos propuesto para estudiar (calor
especiacutefico capacidad caloriacutefica volumeacutetrica difusividad teacutermica y
conductividad teacutermica) se realiza la introduccioacuten directa al simulador
de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y conductividad teacutermica e
indirectamente de calor especiacutefico y difusividad teacutermica ya que estos
valores son necesarios para la obtencioacuten de los paraacutemetros a introducir
El simulador solo admite el valor de capacidad caloriacutefica volumetriacutea de
la roca sin fluidos
Es importante acotar que para efecto del presente trabajo de
investigacioacuten se ha estudiado solo el caso de saturacioacuten de la muestra
con agua y petroacuteleo Por lo tanto no se hace referencia a las ecuaciones
ni keywords que representan a la fase gaseosa o soacutelida
Al realizar el estudio de RMN y calorimetriacutea para la obtencioacuten de los
paraacutemetros teacutermicos (del sistema no consolidado con fluido) la
muestra se encontraba a la saturacioacuten de agua y petroacuteleo inicial y no se
verificoacute si ocurrioacute alguna variacioacuten de la saturacioacuten del agua por efecto
del aumento de temperatura (evaporacioacuten) tampoco fue estudiado la
31
variacioacuten de los valores de paraacutemetros teacutermicos al realizar el aumento
de la saturacioacuten de agua (barrido de la prueba de desplazamiento)
consideraacutendose dicha variable en el caacutelculo de la conductividad total
del sistema
El simulador emplea las siguientes ecuaciones para el caacutelculo de
capacidad caloriacutefica total y de conductividad teacutermica total
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total
La capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total se calcula con STARSreg mediante una
ponderacioacuten (por volumen) de las capacidades caloriacuteficas de las fases presentes
en el sistema se introduce el valor de la capacidad de la roca y el valor de las
capacidades de los fluidos es calculado internamente por el simulador a partir
de los datos PVT donde calcula los calores especiacuteficos que obtiene a traveacutes de
las entalpias y lo multiplica por los valores de densidad Se calcula mediante la
siguiente ecuacioacuten
119862119907119905119900119905119886119897 = (1ndash 120593119907) middot 119862119907119903 + 120593119891 (119878119908 middot 119862119907119908 + 119878119900 middot 119862119907119900) (Ec6)
Doacutende
119862119907119903 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca 119862119907w capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica del agua 119862119907119900 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica del petroacuteleo 120593119907
corresponde a la porosidad del vaciacuteo (soacutelido maacutes fluidos) 120593119891 corresponde a la
porosidad de los fluidos (fluidos solamente)
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total
Para el caacutelculo de la conductividad teacutermica total THCONMIX existen 3
meacutetodos o ecuaciones que se utilizan para mezclar las conductividades teacutermicas
de la roca y de las fases Las opciones de mezclado afectan los valores de
conductividad teacutermica de la roca y fases A continuacioacuten se presentan las
opciones que posee el simulador para realizar este caacutelculo
32
221612 Simple
Al habilitar esta opcioacuten se pueden introducir los valores de forma integral
(asignando el mismo valor de conductividad a los elementos presentes en este
caso roca thconr agua thconw y crudo thcono) para especificar una
conductividad teacutermica constante (independiente de la porosidad saturacioacuten y
temperatura) Este escenario resulta apropiado cuando la conduccioacuten teacutermica no
aporta de manera significativa al proceso de recuperacioacuten por ej casos a
escala de campo con gradientes de temperatura modestas entre bloques
De lo contrario para el caso de los modelos discretos se asigna el respectivo
valor de conductividad de cada elemento (rocas y fases)
La ecuacioacuten de mezclado ponderada por volumen SIMPLE de la
conductividad teacutermica es
119870119898119894119909 = 120593119891(119870119908119878119908 + 119870119900119878119900) + (1 minus 120593119907)119870119903 (Ec7)
Doacutende
119870119908 conductividad teacutermica del agua 119870119900 conductividad teacutermica del petroacuteleo 119870119903
conductividad teacutermica de la roca
221613 Complex
La palabra clave COMPLEX especifica el mezclado de las conductividades
teacutermicas de la roca y las fases Al contrario que el caso Simple se requiere
especificar las respectivas propiedades teacutermicas para cada fase presente
Mezcla no lineal
Las conductividades teacutermicas se ponderan mediante uso de la correlacioacuten de
Anand (1973) El valor de la conductividad teacutermica de la mezcla de liacutequido-
roca (kLminusr) se expresa de la siguiente manera
33
kLminusr = (So ko+Sw kw)
(So+Sw)lowast
(kr
(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)028minus0757lowastlog10emptyminus0057lowastlog10(
kr(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)
(Ec8)
221614 Temper
La opcioacuten TEMPER especifica el tipo de mezclado COMPLEX con una
correccioacuten de temperatura adicional Somerton (1974) realiza una correccioacuten
por efecto de temperatura En el simulador STARSreg esta modificacioacuten se
puede realizar despueacutes de calcular el valor de la conductividad teacutermica de la
mezcla de liacutequido-roca La unidad de κ se expresa en Jm-diacutea-degK y la unidad de
temperatura es (degK)
k = kLminusr ndash17524x10minus5(TndashTr)( kLminusr ndash 119616)kLminusrminus064kLminusr(18 lowast 10minus3 middot T)minus36784lowast10minus6lowast kLminusr
(Ec9)
Donde
T valor de la temperatura respectivo a cada espacio de tiempo (degK) Tr
temperatura de referencia (degK)
Temperatura que corresponde a los siguientes datos de entrada
1 Datos de densidad liacutequida (MOLDEN MASSDEN o MOLVOL)
2 Datos de entalpiacutea de la fase liacutequida y fase gas (CPL1 CPG1 etc)
3 Capacidad de formacioacuten de calor (ROCKCP)
4 Datos de conductividad (thconr thconw thcono)
Esta opcioacuten de dependencia de temperatura se considera obsoleta y ha sido
reemplazada efectivamente por la palabra clave THCONTAB
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB)
Es una opcioacuten que se encuentra en la misma ventana donde se ingresa los
valores de conductividad de cada fase (ver la parte inferior de la figura 414) Al
habilitarla permite seleccionar si los valores de conductividad a ingresar son
isotroacutepicos o anisotroacutepicos Al seleccionar la opcioacuten conductividad isotroacutepica
34
permite especificar los valores de conductividad de roca agua petroacuteleo gas y
soacutelido (Kr Kw Ko Kg y Ks) correspondiente a cada valor de temperatura
considerando que conserva la misma magnitud en cualquier direccioacuten Al
seleccionar la opcioacuten conductividad anisotroacutepica permite ademaacutes de especificar
los valores de conductividad en las direcciones i j k de cada fase a una
respectiva temperatura se puede considerar la variacioacuten de la magnitud en las
distintas direcciones espaciales
No se puede usar las palabras claves THCONMIX TEMPER con esta
opcioacuten Si solamente hay una fila la conductividad teacutermica no variacutea con la
temperatura Las entradas de temperatura deben colocarse en orden creciente y
espaciada de manera uniforme
Al habilitar THCONTAB se especifica valores de la roca y de todos los
fluidos esto anula y reemplaza los valores especificados por las palabras claves
thconr thconw y thcono
35
CAPIacuteTULO III
AacuteREA DE ESTUDIO
31 Descripcioacuten del aacuterea de estudio
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco
La Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se encuentra localizada en el aacuterea central
de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela y se extiende entre los estados
Monagas Anzoaacutetegui y Guaacuterico a unos 450 Km de Caracas Distrito Capital de
la Repuacuteblica Como puede observarse en la figura 31 en la actualidad se
encuentra dividida en cuatro (4) aacutereas de produccioacuten denominadas Boyacaacute
Juniacuten Ayacucho y Carabobo con una extensioacuten total de 55314 Km2 (de los
cuales 11555 Km2 se encuentran bajo produccioacuten de crudo extra-pesado) y
limita al sur con el riacuteo Orinoco (Puerta 2015)
Figura 31 Faja Petroliacutefera del Orinoco Fuente Puerta (2015)
36
312 Aacuterea de Carabobo
El aacuterea correspondiente a Carabobo consiste en una franja que se extiende
desde el sureste del Estado Anzoaacutetegui cubriendo toda la parte meridional del
estado Monagas con una longitud de alrededor de 160 Km por unos 45 Km de
ancho Como puede apreciarse en la Figura 32 el aacuterea Carabobo limita al norte
con las llanuras surentildeas del estado Monagas al sur con el riacuteo Orinoco al este
con el estado Delta Amacuro y al oeste con el aacuterea Ayacucho de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco (Puerta 2015)
Figura 32 Aacuterea de Carabobo y sus liacutemites territoriales Fuente Puerta (2015)
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas
El aacuterea de Carabobo forma parte del flanco sur de la cuenca sedimentaria
oriental de
Venezuela Eacutesta es una cuenca asimeacutetrica cuyo eje mayor va en direccioacuten este-
oeste su origen se remonta al periacuteodo Paleozoico y que en los periacuteodos
siguientes fue adquiriendo su configuracioacuten actual completaacutendose desde el
Terciario hasta el presente (Puerta 2015)
La Cuenca Oriental de Venezuela constituye la segunda cuenca petroliacutefera en
importancia para el paiacutes entre las cuatro existentes y estaacute delimitada hacia el
norte por la Cordillera de la Costa al sur por el Macizo Guayaneacutes al este por la
37
plataforma del Delta del Orinoco y al oeste por el lineamiento de El Bauacutel tal y
como se puede apreciar en la figura 33
Figura 33 Cuencas Petroliacuteferas de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela Fuente Puerta
(2015)
314 Estratigrafiacutea regional
La columna estratigraacutefica de Carabobo comienza con un complejo iacutegneo-
metamoacuterfico de edad pre-caacutembrica que se constituye como Basamento Le
sigue en contacto discordante la Formacioacuten Oficina de edad Mioceno Inferior a
Medio con sus cuatros miembros como son Morichal Yabo Jobo y Piloacuten
siguiendo la Formacioacuten Freites de edad Mioceno Superior y por uacuteltimo las
Formaciones Las Piedras-Mesa que corresponden al Plioceno-Pleistoceno y que
no es posible diferenciarlas en el aacuterea (Puerta 2015)
315 Miembro Morichal
Es el maacutes profundo de todos representado por una secuencia de arenas
transgresivas cuarzosas de color marroacuten de grano medio con pobre
escogimiento poco consolidadas intercaladas con capas de lutitas y limolitas
con presencia de intervalos de carboacuten Hacia la base del intervalo existen arenas
masivas poco consolidadas asociadas a un ambiente fluvial donde pueden
encontrarse espesores importantes mientras que en la seccioacuten media y superior
38
se observan arenas intercaladas con lutitas y limolitas con presencia de
carbones que fueron depositados en un ambiente deltaico en el que los
espesores de arena son menores Hacia el este de Carabobo el miembro
Morichal se va reduciendo hasta desaparecer y acuntildearse contra el Alto de
Uverito El contacto inferior es discordante con el basamento iacutegneo-
metamoacuterfico al sur y con el Cretaacutecico al norte y concordante en el tope con el
miembro Yabo de la misma formacioacuten (Puerta 2015)
A continuacioacuten se muestra en la figura 34 la columna estratigraacutefica tipo para el
aacuterea de Carabobo presentado en profundidad y edad geoloacutegica
Figura 34 Configuracioacuten Estructural Fuente Archivos de Petroindependencia SA
En cuanto a la configuracioacuten estructural se interpreta mediante informacioacuten
siacutesmica que consiste en un suave e irregular homoclinal fallado de rumbo este-
oeste a norestesuroeste con un buzamiento general al norte-noroeste con un
aacutengulo que oscila entre 2ordm y 4ordm Fallas de tipo normal afectan principalmente al
basamento y la parte inferior de la Formacioacuten Oficina por lo que se interpreta
que eacutestas se originaron antes de la sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y
se reactivaron con cada evento tectoacutenico que ocurrioacute desde el Mioceno hasta el
presente asiacute como tambieacuten se formaron nuevas fallas que afectan uacutenicamente la
secuencia sedimentaria El fallamiento principal tiene orientacioacuten noreste-
39
suroeste y buzamientos al suroeste y sureste Tambieacuten se observan algunas
fallas de orientacioacuten noroeste-sureste esteoeste y norte-sur con buzamientos de
orientacioacuten variable Las fallas del basamento se formaron antes de la
sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y se reactivaron con cada evento
tectoacutenico que ocurrioacute al norte de Venezuela entre las placas Caribe y
Sudameacuterica desde el Mioceno al presente asiacute como tambieacuten se formaron
nuevas fallas que solo afectan a la secuencia sedimentaria El desplazamiento
vertical de las fallas que afectan el basamento y la parte inferior de la secuencia
sedimentaria variacutea de 50 a 200 pies (Puerta 2015)
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas
Los principales yacimientos del aacuterea de Carabobo corresponden a las unidades
inferior medio y superior del miembro Morichal de la Formacioacuten Oficina
dicha seccioacuten posee desde 200 hasta 1100 pies de espesor a lo largo de toda el
aacuterea Estas arenas fueron originadas de las tierras altas de Guayana al Sur del
Orinoco en donde los riacuteos que fluiacutean hacia el norte arrastraron las arenas y
fueron depositadas como una sucesioacuten de canales fluviales deltas y ambientes
marinos someros La zona maacutes profunda Morichal Inferior es un depoacutesito
fluvial de arenas que por lo general presenta una orientacioacuten Norte-Sur
Morichal Medio por su parte es una unidad de arena de origen fluvio-deltaico
que se acuntildea hacia la zona central de las aacutereas sur y noreste La unidad Superior
es una seccioacuten de arena deltaica a marino somera que predomina en las aacutereas
sur y este de Carabobo En el caso de los miembros Jobo y Piloacuten eacutestos tambieacuten
poseen acumulaciones de hidrocarburos importantes pero se consideran como
secundarias en el aacuterea de la empresa mixta (Puerta 2015)
40
CAPIacuteTULO IV
MARCO METODOLOacuteGICO
41 Tipo de la investigacioacuten
La modalidad de la investigacioacuten cumple con las caracteriacutesticas del tipo
evaluativo
Seguacuten el autor (Zapata 2013) define
ldquoProceso sistemaacutetico disentildeado intencional y teacutecnicamente de recogida de
informacioacuten valiosa vaacutelida y fiable orientado a valorar la calidad y los logros
de un programa como base para la posterior toma de decisiones de mejora tanto
del programa como del personal implicado y de modo indirecto del cuerpo
social en el que se encuentra inmersordquo
En esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten numeacuterica
con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un sistema en el
que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y continua para a
su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y calorimetriacutea
para determinar dichas propiedades teacutermicas
42 Disentildeo de la investigacioacuten
La investigacioacuten se fundamenta bajo los principios de un disentildeo experimental
Seguacuten el autor Arias (2012) define
41
ldquoEl disentildeo experimental es aquel donde el investigador manipula una variable
experimental no comprobada bajo condiciones estrictamente controladas Su
objetivo es describir de queacute modo y porque causa se produce o puede
producirse un fenoacutemeno Busca predecir el futuro elaborar pronoacutesticos que una
vez confirmados se convierten en leyes y generalizaciones tendentes a
incrementar el cuacutemulo de conocimientos pedagoacutegicos y el mejoramiento de la
accioacuten educativardquo
Entonces al realizar los distintos tipos de simulaciones con los respectivos
anaacutelisis de sensibilidad se estaacute realizando experimentos con el fin de evaluar la
influencia del fenoacutemeno fiacutesico de transferencia de calor mediante el simulador
STARSreg alimentado por los datos obtenidos de pruebas de laboratorio
utilizando mediciones de propiedades teacutermicas de un sistema continuo y
discreto para la prediccioacuten del comportamiento del yacimiento al aplicar
meacutetodos de recuperacioacuten mejorada
43 Procedimiento metodoloacutegico
El presente estudio estaacute conformado en esencia por cinco fases las cuales a su
vez se componen internamente en diferentes etapas que cumplen con funciones
vitales para alcanzar de manera eficaz el objetivo general de la investigacioacuten
En la Figura 41 es posible observar el avance del estudio de acuerdo a sus (5)
fases
42
Figura 41 Fases de la metodologiacutea aplicada
431 Revisioacuten bibliograacutefica
En esta fase se llevoacute a cabo una revisioacuten bibliograacutefica necesaria para la
compresioacuten y realizacioacuten de la investigacioacuten todo relacionado a los meacutetodos de
recuperacioacuten teacutermicos simulacioacuten numeacuterica de yacimientos y paraacutemetros
teacutermicos
El material bibliograacutefico consultado comprende publicaciones libros revistas
y manuales teacutecnicos de diversas fuentes nacionales e internacionales como
PDVSA PDVSA-INTEVEP SPE SCHLUMBERGER entre otros Trabajos
especiales de grado de universidades nacionales como la UCV LUZ y UNEF e
internacionales como la USCO y EPN tambieacuten aportaron valiosa informacioacuten
Ademaacutes fue indispensable el estudio de manuales y guiacuteas como los de
FEDUPEL para la redaccioacuten y metodologiacutea de redaccioacuten del trabajo y CMG del
cual se obtuvieron las instrucciones para el uso de la herramienta y las
ecuaciones que emplea el simulador
43
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten
A continuacioacuten se presentan los procedimientos ejecutados por (Doumat 2016)
donde se obtuvieron los datos necesarios para alimentar el simulador por ello
se presenta una explicacioacuten amplia de todo el proceso
Preparacioacuten del tapoacuten para la simulacioacuten fiacutesica
El tapoacuten fue tomado directamente de cortes de nuacutecleos pertenecientes al Campo
Petrocarabobo utilizando un cilindro metaacutelico para la toma de muestra estos
estaban a una presioacuten de yacimiento de 1400 psi Se trabajoacute con nuacutecleos
uniformes que no estuviesen agrietados ya que las grietas son consideradas
una alteracioacuten del medio poroso debido a que es un espacio donde se puede
almacenar fluido y no es natural del sistema En la Tabla 41 informacioacuten de la
muestra tomada
Tabla 41 Valores de las dimensiones de las muestra a estudiar
Profundidad
(Pies)
Longitud
(cm)
Diaacutemetro
(cm)
Aacuterea
(cm3)
3117 415 376 1110
Antes de ser sometida a las pruebas la muestra debe ser sometida a la presioacuten de
confinamiento empleando para ello un sistema coreholder (celda topes manga
de vitoacuten) como se muestra en la Figura 42 El sistema se coloca dentro de la
celda de confinamiento se antildeade agua hasta cubrirlo completamente y se
acopla la rosca superior de la celda Luego a traveacutes de la bomba de inyeccioacuten
automaacutetica (tipo jeringa modelo Teledyne Isco 500D) se comienza a
proporcionar presioacuten mediante el llenado de la celda con el fluido de
confinamiento (agua) hasta alcanzar el valor deseado (en este caso 1400 lpc) y
una vez alcanzado este valor se detiene la bomba y se retira la muestra de la
celda
44
Figura 42 Sistema para confinamiento de muestras de roca no consolidadas Fuente Intevep
SA Centro de Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
Una vez confinadas la muestra se empaqueta con material termoencogible (ya
que no ejerce influencia sobre los resultados obtenidos en las pruebas
realizadas) Para esto fue necesario cortar un pedazo del material en forma
ciliacutendrica de aproximadamente 5 cm de longitud y 4 cm de diaacutemetro el material
se adaptoacute al tapoacuten con ayuda de un soporte metaacutelico que se ajustoacute al tamantildeo de
la muestra a empaquetar (Figura 43)
Figura 43 Proceso completo de empaque de muestras Fuente PDVSA-Intevep
La dimensioacuten de este cilindro de muestra (tapoacuten) se debe ajustar al
portamuestra (coreholder o celda triaxial) del simulador fiacutesico de yacimientos
45
en el que posteriormente se realizaraacuten las etapas de desplazamiento de fluidos
(maacuteximo 70 cm de longitud por 37 cm de diaacutemetro)
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para RMN
Una vez preparados los tapones se definieron las condiciones de ensayo (T2
TAU min diff y Ns) las cuales se establecieron a partir de pruebas empleando
la teacutecnica de RMN en el equipo RMN-Maran DRX 2 (Figura 44) a fin de
obtener los valores de difusividad teacutermica del sistema en consideracioacuten
Donde
T2 Es el tiempo de relajacioacuten necesario para reorientar los protones en la
direccioacuten del campo magneacutetico perturbador (90deg-180deg)
TAU (τ) Es el tiempo secuencial necesario para el reenfoque de los protones en
el plano transversal en el que se encuentran desorientados
Miacutenimo coeficiente de difusioacuten (min diff) Es el tiempo miacutenimo requerido para
visualizar la curva de difusioacuten
Numero de barridos (Ns) Nuacutemero de veces que el equipo recorre la muestra
Tiempo de corrida (Tc) Tiempo que el equipo tarda en escanear la muestra
En la determinacioacuten de estos paraacutemetros se utilizoacute como punto de apoyo los
valores reportados por Halliburton (2001) para cada variable (ANEXO A) En
la Tabla 42 se reportan los valores de las variables que se establecieron en las
pruebas de RMN con los cuales se logroacute determinar de forma oacuteptima los
tiempos de ejecucioacuten para la metodologiacutea
Tabla 42 Condiciones empleadas en la teacutecnica de RMN
T2 (ms) TAU min Diff (m2sec x 10
9) Ns Tc (min)
100 - 500 85 025 20 141
46
Figura 44 Resonador Maran Ultra DRX 2 Fuente PDVSA-Intevep
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para calorimetriacutea
Una vez realizadas las pruebas de RMN se realizaron pruebas para definir los
demaacutes paraacutemetros teacutermicos empleando la teacutecnica de calorimetriacutea con el fin de
obtener la temperatura de equilibrio (Te) y posteriormente determinar el calor
especiacutefico y la capacidad caloriacutefica Para ejecutar esta teacutecnica se necesitoacute un
vaso teacutermico una termocupla (marca thermoline) agua destilada y el tapoacuten del
yacimiento petroliacutefero los cuales se muestran en la Figura 45
Figura 45 Instrumento para la realizacioacuten de la prueba calorimeacutetrica Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de las propiedades teacutermicas
Definidas las condiciones de ensayo para las teacutecnicas de RMN (para la
obtencioacuten directa de difusividad teacutermica) y calorimetriacutea (obtencioacuten de calor
47
especiacutefico al aplicar la ecuacioacuten 1) se estimaron los otros fenoacutemenos teacutermicos
asociado a la muestra tapoacuten capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al multiplicar el
calor especiacutefico por la densidad y la conductividad teacutermica producto de la
multiplicacioacuten de la difusividad la densidad y el calor especiacutefico Se generoacute
una ecuacioacuten por cada muestra representativa para cada propiedad teacutermica lo
que sirvioacute finalmente para interpolar cada paraacutemetro teacutermico en el rango de
temperatura estudiado (50degC ndash 200degC) saturado y no saturado de fluidos Se
observoacute una graacutefica de cada fenoacutemeno teacutermico en funcioacuten del rango de
temperatura
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados
con fluidos
Para la estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas de yacimientos
petroliacuteferos no consolidados con fluido (agua de formacioacuten y crudo pesado) se
evaluacuteo el efecto de la temperatura
Temperatura en las pruebas de evaluacioacuten teacutermica se consideroacute las
temperaturas de 50 100 120 y 200 degC Ese cambio de temperatura genera una
variacioacuten considerable en la viscosidad del crudo al igual que en las
propiedades teacutermicas de los sistemas de yacimientos
Presioacuten las pruebas ejecutadas fueron realizadas a la presioacuten atmosfeacuterica
Saturacioacuten de agua residual se trabajoacute a condicioacuten real del yacimiento con un
Swirr entre 85 garantizando la saturacioacuten de agua de formacioacuten lo maacutes
similar a la del yacimiento
Luego de obtenidos los datos se procedioacute a realizar una graacutefica en Excel de los
paraacutemetros teacutermico en del caso no consolidado asociado a Petrocarabobo
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados sin
fluidos
48
Para poder estimar las propiedades asociadas a no consolidados sin fluidos se
ejecutaron los pasos descritos anteriormente que se realizaron para la muestra
saturada pero previamente el tapoacuten fue sometido a un proceso de limpieza para
eliminar los residuos de crudo y fluidos de perforacioacuten Mediante un equipo de
extraccioacuten Soxhlet o Dean-Stark (Figura 46) Utilizando los solventes
adecuados para remover hidrocarburos y extraccioacuten de sales del agua de
formacioacuten
Figura 46 Equipo de limpieza de muestras Dean-Stars A) antes de la limpieza de muestra y B)
durante la limpieza de muestras
Despueacutes de limpiar el tapoacuten se determinaron las propiedades teacutermicas bajo estas
condiciones a fin de conocer la influencia que ejerce la composicioacuten
mineraloacutegica de la formacioacuten Se evaluacuteo el efecto de la temperatura a
condiciones de yacimiento
Determinacioacuten de la conductividad teacutermica de los fluidos
Se determinoacute con la ecuacioacuten 5 la conductividad del petroacuteleo y con la Tabla 23
la conductividad del agua
Determinacioacuten de propiedades petrofiacutesicas
49
Un paso fundamental consiste en la estimacioacuten del volumen poroso porosidad
y permeabilidad absoluta al aire empleando el equipo CMS 300 automatizado
Este sistema obtiene los valores de voluacutemenes porosos basaacutendose en la Ley de
Boyle [P][V] = constante para una presioacuten de confinamiento dada El
procedimiento consiste en ingresar al sistema la cantidad de muestras a medir
junto con las caracteriacutesticasidentificacioacuten de cada una de ellas (longitud
diaacutemetro y peso) Indicando la presioacuten a la cual se realizaraacuten las mediciones los
resultados obtenidos son volumen poroso porosidad permeabilidad al aire y
permeabilidad corregida por efecto Klinkenberg
Preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica
La preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica consistioacute en la disolucioacuten de
sales inorgaacutenicas (Bicarbonato de sodio Sulfato de Sodio Cloruro de Sodio
Cloruro de Calcio di-hidratado Cloruro de Magnesio hexa-hidratado
Carbonato de Sodio Cloruro de Potasio y Cloruro de Bario di-hitradatado) en
agua destilada Primeramente se burbujeoacute el agua destilada con dioacutexido de
carbono (CO2) para evitar la precipitacioacuten de sales Posteriormente se realiza a
una agitacioacuten constaste burbujeando Dioacutexido de Carbono para evitar la
precipitacioacuten de carbonatos evitando la perdida de condiciones oacuteptimas de
disolucioacuten (Carrero 2011)
44 Caracterizacioacuten de los fluidos
Formulacioacuten de la salmuera
Se prepararon dos litros de salmuera para los cuales fue necesaria la siguiente
cantidad de sales que se muestran en la Tabla 43 en el orden que se presentan
para que no se precipite ninguacuten compuesto
50
Tabla 43 Composicioacuten de la salmuera
Sal Cantidad (g)
NaHCO3 813
Na2SO4 001
NaCl 3107
CaCl2x2H2O 176
MgCl2x6H2O 263
Na2CO3 000
KCl 000
BaCl2x2H2O 036
Densidad del agua de formacioacuten
Para determinar la densidad del agua de formacioacuten asociada al campo
Petrocarabobo se usoacute el densiacutemetro DMA 35N Antoacuten Paar (Figura 47) la
teacutecnica consiste en introducir el agua de formacioacuten en un capilar (en este caso a
una temperatura de 80 ordmC) y de forma automaacutetica arroja el valor de la densidad
en gcm3 y la temperatura de medicioacuten en degC
Figura 47 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 35N Fuente PDVSA-Intevep
Viscosidad del crudo extra-pesado
Para determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030
(figura 48) que opera por medio de la rotacioacuten de un cilindro el cual se
sumerge en el material a analizar midiendo la resistencia de esta substancia a
una velocidad seleccionada La muestra de crudo fue integrada al sistema
51
automaacutetico de medicioacuten y el equipo realizoacute la medicioacuten de la viscosidad en un
rango de temperatura de 40 ndash 264 degC arrojando valores de viscosidad en cP
para cada valor de temperatura
Figura 48 Retrovisco RV 2030 MARCA HAAKE Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de curvas de permeabilidad relativa
Esta metodologiacutea consiste en realizar una prueba a condiciones de yacimiento
(presioacuten temperatura y velocidad de flujo) una prueba que reproduzca la
manera coacutemo se mueven los fluidos en el yacimiento de forma tal que se
puedan ajustar los paraacutemetros necesarios a fin de obtener una reproduccioacuten maacutes
real de las propiedades de interaccioacuten roca fluido presente en los yacimientos
Mediante este meacutetodo se efectuacutea el desplazamiento de los fluidos a traveacutes del
medio poroso de acuerdo al meacutetodo no estacionario (dinaacutemico) el cual
considera el desplazamiento de un fluido por otro (Araujo 2004)
Las pruebas de desplazamiento de fluidos en medio poroso se realizan en
tapones de roca real (arena) de yacimiento limpios instalados en una celda
porta-nuacutecleos tipo Hassler colocada en un horno a la temperatura de trabajo (en
este estudio 68 degC) El sistema se denomina simulador fiacutesico de yacimientos y
52
consta de una celda porta-nuacutecleos dos cilindros de tipo pistoacuten (contenedores de
fluidos agua y crudo) dos bombas de inyeccioacuten tipo jeringa (una para confinar
a presioacuten constante y otra para inyeccioacuten a tasa constante) un sistema de
transductores de presioacuten vaacutelvulas y horno para mantener todo el sistema a la
temperatura de trabajo ver Figura 49
Figura 49 Diagrama de un simulador fiacutesico de yacimientos Fuente Intevep SA Centro de
Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
El procedimiento seguido se detalla a continuacioacuten (Figura 410)
Inyeccioacuten de agua de formacioacuten hasta saturacioacuten 100 del medio poroso y
estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P1) para el caacutelculo de la permeabilidad
al agua a la temperatura de trabajo en cada caso
Etapa de drenaje primario Inyeccioacuten de petroacuteleo a tasa de flujo de referencia
constante (005 cm3min) hasta estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P2) y
se contabiliza el volumen maacuteximo de agua recuperado Se determina la
53
permeabilidad efectiva al petroacuteleo (Ko) a condicioacuten de saturacioacuten de agua
irreducible (Swi)
Etapa de imbibicioacuten Inyeccioacuten de agua de formacioacuten a tasa de flujo de
referencia constante y recoleccioacuten de voluacutemenes de fluido producido (crudo y
agua) en diferentes etapas (menor a mayor volumen) registrando en cada
oportunidad el diferencial de presioacuten correspondiente (de acuerdo al siguiente
esquema P3 P4 P5 P6 etc) Se determina la permeabilidad efectiva al agua
(Kw) a condicioacuten de saturacioacuten de petroacuteleo residual (Sor)
Figura 410 Esquema del procedimiento experimental para la determinacioacuten de curvas de
permeabilidad relativa por el meacutetodo de estado no estacionario Fuente Diacuteaz (2014)
Para la generacioacuten de las curvas de permeabilidad relativa mediante el meacutetodo
convencional se analizaron los datos obtenidos de acuerdo a la metodologiacutea de
caacutelculo denominada modelo hiacutebrido (MDC) que combina caacutelculos matemaacuteticos
que abarcan el meacutetodo JBN (comportamiento de flujo fraccional) y el uso de
correlaciones de Willie y Corey amp Asociados Maacuterquez et al (2014) tanto para
54
el proceso de drenaje como imbibicioacuten de manera de obtener las curvas de
permeabilidades relativas para cada muestra de yacimiento estudiada
Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de
permeabilidad relativa
Entre los aspectos destacables se puede resumir que adicional al efecto
principal que incide en la disminucioacuten de la viscosidad del petroacuteleo al
aumentar la temperatura se evidencioacute tambieacuten reduccioacuten de la saturacioacuten
residual de petroacuteleo (Sor) aumento de la saturacioacuten de agua irreducible (Swi)
desplazamiento del punto de cruce (Krw=Kro Sw) a valores mayores de
saturacioacuten de la fase mojante (agua) y disminucioacuten de la Ko (permeabilidad
efectiva al crudo) Figura 411
La condicioacuten de mojado inferida muestra que las arenas analizadas tienden a ser
maacutes afines por el agua a medida que la temperatura aumenta
Figura 411 Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de permeabilidad relativa
para muestras del Campo Petrocarabobo
Elaboracioacuten del modelo de simulacioacuten en Starsreg
A partir de este punto se explica una serie de procedimientos realizados para la
construccioacuten de los modelos numeacutericos para simular una prueba de
desplazamiento con agua caliente a nivel laboratorio se definieron las matrices
55
de sensibilidades donde se evaluaron los paraacutemetros teacutermicos de forma discreta
e integral
45 Uso de Starsreg
Una vez recolectado los valores petrofiacutesicos los paraacutemetros teacutermicos y
evaluados los fenoacutemenos de interaccioacuten roca fluido se procedioacute a organizar los
datos en el orden que deben ser introducidos en el simulador El simulador
numeacuterico empleado es Starsreg de CMG siendo requerido para su utilizacioacuten el
reconocimiento de su interfaz y de los datos requeridos para su ejecucioacuten asiacute
como la justificacioacuten de la realizacioacuten de las pruebas descritas y de otros
valores suministrados en campo
La herramienta Builder de CMG se empleoacute como un pre-procesador para la
construccioacuten de la malla considerando unidades de laboratorio y porosidad
singular la fecha inicial del proyecto es el 10 de octubre del 2018 hasta el 21 de
agosto y se considero un modelo de fluidos Black Oil de dos fases
451 Construccioacuten del mallado
Se escogioacute el sistema de mallado cartesiano por lo que las dimensiones
ciliacutendricas de la muestra (Tabla 44) debioacute ser convertida a una geometriacutea
cartesiana equivalente (paralelepiacutepedo) con las dimensiones que indica la Tabla
45 respetando los valores de aacuterea transversal y de longitud en este caso el
aacuterea del circulo fue trasformada a la de un cuadrado como se muestra la Figura
412
Tabla 44 Dimensiones de la muestra en forma de cilindro
Dimensiones del cilindro
Diaacutemetro (cm) Aacuterea (cm2) Altura (cm) Volumen (cm
3)
376 111 416 4613
56
Figura 412 Transformacioacuten del aacuterea transversal para la construccioacuten del mallado
Establecimiento de tamantildeo y cantidad de las celdas para el mallado se
colocaron 50 celdas en direccioacuten I 1 celda en direccioacuten J 1 celda en direccioacuten
K cuyas dimensiones se muestran en la Tabla 45
Tabla 45 Dimensiones de las celdas del mallado
Informacioacuten
de las celdas
Direccioacuten Volumen
Total I J K
Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo
M 18 50 00831 1 33322 1 33322 461356
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades de la Tabla 46 fueron colocadas en la seccioacuten de ldquoArray
Propertyrdquo estas fueron suministradas por PDVSA-Intevep obtenidas a traveacutes de
la realizacioacuten de las pruebas descritas anteriormente en los laboratorios de
interaccioacuten roca-fluido
Tabla 46 Informacioacuten petrofiacutesica de la muestra
Propiedades Petrofiacutesicas
Tope de la arena (cm) 0
Espesor de la arena (cm) 333
Porosidad () 3789
Permeabilidad (mD) (I J K) 410417
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca
En esta seccioacuten se encuentran tres pestanas donde se realiza en suministro de
los datos teacutermicos requeridos por el modelo estas pestantildeas son
compresibilidad de la roca
57
Figura 413 en la que se incorporan los valores de compresibilidad de la roca y
de la presioacuten de poro de referencia
Figura 413 Ventana para ingresar los datos de compresibilidad de la roca y presioacuten de
porosidad de referencia
En la pestantildea de propiedades teacutermicas se suministran los valores de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se selecciona el tipo de mezclado para la
conductividad se aplica o no la herramienta de la tabla de dependencia de
temperatura para la conductividad teacutermica Thcontab y se especifica que se
considera una conductividad teacutermica isotroacutepica
Figura 414
58
Figura 414 Ventana de las propiedades teacutermicas
En la figuraFigura 415 se muestra la pestantildea de peacuterdida de calor por las rocas
adyacentes en la que se indica que no hay peacuterdidas de calor especificando que
las rocas suprayacente e infrayacente no poseen la propiedad de conductividad
teacutermica (valor cero) ni capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
Figura 415 Ventana de las peacuterdidas de calor por las rocas adyacentes
Se considera propiedades teacutermicas isotroacutepicas en las distintas direcciones (I J
K) ya que no se disponen de informacioacuten de laboratorio que permita concluir lo
contrario
59
Las conductividades teacutermicas isotroacutepicas dependientes de la temperatura se
definen mediante una tabla como se puede ver en la Tabla 47 La primera
columna se refiera a la temperatura T (C|F) las columnas thconr thconw y
thcono
Tabla 47 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo discreto
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0023083 0387300 0068139
60 0019678 0391200 0067761
70 0017184 0396000 0067383
80 0015281 0400000 0067005
90 0013778 0403200 0066626
100 0012559 0405600 0066248
110 0011550 0407200 0065870
120 0010700 0408000 0065492
130 0009973 0408000 0065114
140 0009344 0407200 0064736
150 0008794 0405600 0064357
Para el modelo integral como se observa en la tabla 48 se asignoacute el mismo va-
lor a todas la fases a la misma temperaturas obtenido de las pruebas experimen-
tales de la muestra saturada estos valores de conductividad aumenta proporcio-
nalmente con la temperatura
Tabla 48 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo integral
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0003150 0003150 0003150
60 0005700 0005700 0005700
70 0008350 0008350 0008350
(Tr) 80 0011100 0011100 0011100
90 0013950 0013950 0013950
100 0016900 0016900 0016900
110 0019950 0019950 0019950
120 0023100 0023100 0023100
60
130 0026350 0026350 0026350
140 0029700 0029700 0029700
150 0033150 0033150 0033150
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad
Una vez estudiadas todas las ecuaciones que emplea el simulador para el
caacutelculo de la conductividad y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica se realizoacute
una validacioacuten comparando los valores arrojados por las ecuaciones
programadas con las graacuteficas de los archivos de salida del simulador para ello
se utilizoacute como herramienta Microsoft Excel
454 Seccioacuten de componentes
Se especificoacute que la muestra se encontraba saturada por dos fluidos (agua y un
pseudocomponente de crudo muerto) se les asignaron los valores de peso
molecular densidad y viscosidad para el resto de las propiedades se asignoacute
ldquo0rdquo de esta manera el simulador asigna los valores por defecto que se muestran
en la Tabla 49
Tabla 49 Valores por defectos del simulador
4541 Densidades
El valor de la densidad del agua fue suministrada a 80degC (temperatura de
referencia) La densidad del crudo fue calculada en los laboratorios de PVT con
el densiacutemetro digital Anton Paar modelo DMA 4500M (figura 416) el rango
61
de temperatura considerado esta entre 40 y 60 degC por las limitaciones del
equipo posteriormente el valor a 80degC fue obtenido mediante extrapolacioacuten En
la figura 417 se muestra los valores los valores de densidad introducidos en
Starsreg para la simulacioacuten
Figura 416 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 4500M Fuente PDVSA-
Intevep
Figura 417 Ventana para insertar la densidad de los fluidos
4542 Viscosidades de la fase liacutequida
El valor de densidad del agua fue proporcionado por la Empresa Mixta para
determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030 En la
62
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura se presenta
los valores de viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura a ser
ingresados en el simulador y la respectiva Curva de la viscosidad del crudocurva de
la viscosidad del crudo se ilustraen la Figura 418 En cuanto a la viscosidad del
agua es un valor constante y las viscosidades de la fase gaseosa no se habilito
esta seccioacuten ya que no se considera fase gaseosa presente en el medio
63
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura
64
Figura 418 Curva de la viscosidad del crudo
4543 General
Los valores de referencia son las condiciones de trabajo al usar en el caso de la
temperatura estaacute pautado por la temperatura en la que se empleoacute el densiacutemetro
y la presioacuten de referencia de los laboratorios de PDVSA-Intevep En la Figura
419 se muestran los valores introducidos en el simulador
65
Figura 419 Ventana de la seccioacuten de componentes para introducir los valores de referencia en
la subseccioacuten general
46 Seccioacuten de Roca-fluido
Se emplearon las curvas de permeabilidad relativas obtenidas de las pruebas
desplazamiento realizadas en los laboratorios de interaccioacuten Roca-Fluido de
Pdvsa-Intevep utilizando tapones del aacuterea de estudio
66
Figura 420 Curva de permeabilidad
47 Seccioacuten de condiciones iniciales
En esta etapa se introducen las condiciones de yacimientos de presioacuten y
temperatura a las que fueron ejecutadas las pruebas de desplazamiento la
Figura 421 No se asignoacute contactos entre fluidos para garantizar que al inicio
haya soacutelo petroacuteleo en el yacimiento
67
Figura 421 Ventana de la seccioacuten de condiciones iniciales se muestra el valor de presioacuten y
profundidad de referencia suministrada al simulador
48 Seccioacuten numeacuterica
Se especifican los paraacutemetros utilizados en la simulacioacuten numeacuterica de las
ecuaciones involucradas en el flujo de fluidos (paraacutemetros de convergencia
constantes numeacutericas meacutetodos de solucioacuten discretizacioacuten y convergencia) Se
realizaron las modificaciones siguientes para tres paraacutemetros especiacuteficos
colocando los valores siguientes
Tabla 411 Modificaciones en la seccioacuten numeacuterica
Keyword Valor Definicioacuten
DTWELL 001min Tamantildeo de intervalo de primer paso de tiempo
NEWTONCYC 30 Cantidad de iteraciones para obtener la solucioacuten
NCUTS 15 Maacuteximos intervalos de cortes
49 Seleccioacuten de pozos y datos recurrentes
El modelo estaacute conformado por dos pozos un pozo inyector situado en la celda
(1 1 1) y un pozo productor celda (50 1 1) ambos pozos inician su
funcionamiento el 10-10-2018 a 000 min hasta los 2880 min
Pozo Inyector tipo Mobweight explicit
68
Para este modelo sencillo donde se inyecta un solo fluido que no es vapor y no
ocurren cambio de fases en el proceso de inyeccioacuten es indiferente que tipo de
pozo inyector se seleccione pues no afecta los caacutelculos del modelo
Restricciones (Constrains) en la ventana de constrains del pozo inyector se
muestra que los paraacutemetros empleados fueron la presioacuten de fondo y la tasa
de inyeccioacuten y ambos aplicados con la accioacuten de CONT la cual implica que
la accioacuten a tomar en caso de una violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten
operativa en este liacutemite y continuar con la simulacioacuten
Figura 422 Ventana de constrains del pozo inyector
Fluido inyectado a continuacioacuten en la Figura 423 Ventana para
descripcioacuten del fluido de inyectado se muestra las caracteriacutesticas como
composicioacuten y temperatura del fluido inyectado
69
Figura 423 Ventana para descripcioacuten del fluido de inyectado
Pozo Productor
Se cargoacute un archivo (fhf) para adjuntar el ldquohistoacuterico de produccioacutenrdquo y cargar
los eventos de los pozos inyector y productor Este archivo se realiza a partir de
un documento (txt) contiene las informacioacuten de produccioacuten de la prueba de
desplazamiento con un formato especiacutefico que contiene fecha final nombre del
archivo ldquoProduction Data Field History Fiel fecha inicial numero de variables
a utilizar los nombres de la variables y las unidades de esas variables el
nuacutemero de pozos y sus nombres luego se coloca el valor de cada variable con
respecto a la fecha
En la Figura 424 se muestra el (fhf) que fue utilizado en el modelo en el que
se cargoacute la informacioacuten de tasas de petroacuteleo agua y liquido en el pozo
productor y de tasa de inyeccioacuten de agua en el pozo inyector en unidades de
laboratorio en el tiempo que alliacute se indica en el formato de (antildeo-mes-
diaThoraminseg)
70
Figura 424 Histoacuterico de produccioacuten empleado para el modelo
Restricciones (Constrains) en la Figura 425 se muestra que el
paraacutemetro empleado fue el de la tasa de produccioacuten de liacutequido con la
accioacuten de CONT la cual implica que la accioacuten a tomar en caso de una
violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten operativa en este liacutemite y
continuar con la simulacioacuten
71
Figura 425 Ventana de constrains del prozo productor
410 Dato de salida IO Control
Se especificaron los paraacutemetros teacutermicos y variables que se requieren como
datos de salida eacutestas son las variables que se podraacuten graficar para estudiar con
la herramienta Results Graph de CMG objetivo del anaacutelisis del trabajo
Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (HEATCAP)
Conductividad teacutermica de la formacioacuten (roca + fluidos)
(THCONDUCT)
Conductividad teacutermica de la roca (THCOMPRE)
Temperatura (TEMP)
Viscosidad del petroacuteleo (VISO)
Saturacioacuten de agua (Sw)
411 Sensibilidades
En la tabla 51 se observan los valores miacutenimos y maacuteximos permitidos por el
simulador STARSreg tambieacuten el valor representativo de valores de
conductividad para cada fase a 25degC Adicionalmente se antildeadieron los valores
de conductividad a la temperatura de referencia obtenido por las pruebas
experimentales todos estos valores fueron los empleados para el estudio de
sensibilidad de conductividad teacutermica Anaacutelogamente en la tabla 53 se
72
observan los valores que especifica el manual del simulador como valores
miacutenimos y maacuteximos tambieacuten valores representativos de capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica Los valores representativos de conductividad y de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica del simulador se emplearon para comparar con los
valores obtenidos en el laboratorio y analizar la diferencia en el valor tiacutepico de
arenas consolidadas como lo indica el simulador y las arena no consolidadas
como es nuestro caso de estudio
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total
Se realizaron corridas con el modelo laquoDiscreta Complexraquo variando los valores
de conductividad teacutermica de la roca petroacuteleo y agua) y graficando en la celda
(25 1 1) los valores de conductividad total y la temperatura para los tres
valores asignados (valor miacutenimo valor maacuteximo y valor a tr) en el estudio por
separado de cada elemento para determinar cuaacutel es el elemento que mayor
impacto causa en la temperatura
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
Se empleoacute el modelo laquoDiscreta Complexraquo para graficar la conductividad
teacutermica capacidad caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del
tiempo especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y (49 1 1)
para estudiar el efecto de los paraacutemetros teacutermicos en las diferentes celdas con el
valor de conductividad que mayor variacioacuten causa en la temperatura con
respecto al modelo base
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
Se realizaron corridas con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontabraquo e
laquoIntegral Complex Thcontabraquo realizando variaciones en los valores de
capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca (Cvr) en la celda (25 1 1) los
valores asignados fueron los valores maacuteximo miacutenimo y el correspondiente de
las pruebas a la temperatura de referencia
73
412 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
A traveacutes de los modelo laquoDiscreta Complexraquo y laquoDiscreta Complex con
Thcontabraquo se realiza una comparacioacuten del valor de la conductividad teacutermica
total del sistema de un modelos discretos y por otro lado habilitando la opcioacuten
Thcontab
413 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
Por medio de los modelos laquoIntegral Complexraquo e laquoIntegral Complex con
Thcontabraquo se estudia la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en el
modelo integral
414 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
laquoDiscreta Complexraquo y laquoIntegral Complexraquo En la Figura 514 se pueden
comparar los valores de conductividad teacutermica considerando el modelo
cargando de forma discreta e integral
415 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontab raquo e laquo Integral Complex con
Thcontabraquo se realiza la comparacioacuten de los valores conductividad teacutermica total
y conductividad teacutermica de la roca de los modelos
74
CAPIacuteTULO V
ANALISIS DE RESULTADOS
51 Sensibilidades
A continuacioacuten se presentan los resultaron de las sensibilidades de los modelos
empleados para el estudio de la conductividad teacutermica y de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica
En la tabla 51 se presenta los valores finales de la conductividad teacutermica del
agua roca y petroacuteleo para cada una de las sensibilidades estos valores son los
experimentales de conductividad teacutermica con los valores de conductividad
teacutermica que el simulador sentildeala como representativos y poder hacer una
comparacioacuten del rango de valores y similitud para estimar si se encuentra en un
valor correspondiente de su respectivo elemento Para ello se llevoacute los valores
obtenido a temperatura de 80degC a una temperatura de 25degC El valor
experimental de conductividad de la roca se encuentra por debajo del valor
sugerido lo que se debe a que el valor de conductividad teacutermica de las arenas no
consolidadas son menores a los valores de conductividad teacutermica de las arenas
consolidadas que representa el valor de conductividad teacutermica del valore
representativo que estipula el simulador
75
Tabla 51 Valores de conductividad teacutermica de STAR y obtenido experimentalmente
En la tabla 52 se observar las sensibilidades realizadas para la conductividad
teacutermica cada elemento
Tabla 52 Sensibilidades de la conductividad teacutermica
Sensibilidades Kr Ko Kw
1 Valor maacuteximo Valor a Tr Valor a Tr
2 Valor a Tr Valor maacuteximo Valor a Tr
3 Valor a Tr Valor a Tr Valor maacuteximo
4 Valor miacutenimo Valor a Tr Valor a Tr
5 Valor a Tr Valor miacutenimo Valor a Tr
6 Valor a Tr Valor a Tr Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr Valor a Tr Valor a Tr
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua
Como se observa en la Figura 51 se realizan el modelo base y las
sensibilidades 3 y 6 es decir la variacioacuten de los valores de la conductividad en
la fase acuosa se observoacute poca variacioacuten en la temperatura una diferencia de
056 degC y error de 064 para kw = 000010 JcmmindegC y diferencia de 075
degC y error de 092 para kw = 6944578 JcmmindegC con respecto a los valores
del modelo base La temperatura de la celda disminuye muy poco a medida que
se le aumenta el valor de conductividad del agua El mayor error relativo que
alcanza la conductividad teacutermica al aplicar kw = 000010 JcmmindegC es de
047 mientras que al aplicar kw = 6944578 JcmmindegC es de 5769
(ANEXO C)
76
Figura 51 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del agua en la temperatura
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se realiza el modelo base y las sensibilidades 2 y 5 y se observa que entre la
curva de la temperatura para ko = 000010 JcmmindegC y la curva de
temperatura del modelo base se observa una diferencia de 016 degC y error de
019 por ser valores cercanos visualmente ocurre un solapamiento entre
ambas curvas de temperatura caso contrario al comparar la curvas de
temperatura del modelo base con la curva de temperatura de ko = 6944578
JcmmindegC presenta una diferencia de 082 degC y error de 1 Al aumentar los
valores de conductividad teacutermica de la fase oleica es poca la disminucioacuten de la
temperatura de la celda El mayor error relativo que alcanza la conductividad
teacutermica al aplicar ko = 000010 JcmmindegC es de 029 mientras que al
aplicar ko = 6944578 JcmmindegC es de 6213 (ANEXO C)
77
Figura 52 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del petroacuteleo en la temperatura
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca
Se comparan el modelo base y las sensibilidades 1 y 4 Se recurrioacute a una graacutefica
del tipo logariacutetmica para representar los valores de conductividad total ya que
los valores introducidos afectan notablemente la temperatura con una diferencia
de 474 degC y error de 570 para kr = 000010 JcmmindegC y una diferencia de
164 degC y error de 198 para kr = 6944578 JcmmindegC y pueden causar un
cambio de conductividad teacutermica final en la celda de para kr = 000010
JcmmindegC diferencia de 004 JcmmiddotmindegC y error de 099 para kr =
6944578 JcmmindegC diferencia de 319 JcmmiddotmindegC y error de 9881
(ANEXO C)
78
Figura 53 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la temperatura
Basado en lo observado se puede inferir que es la fase solida de la roca causa
maacutes variacioacuten en la temperatura 570 al realizarle la variacioacuten en los valores
de conductividad teacutermica de la roca especiacuteficamente en kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC este
comportamiento se puede atribuir a la ecuacioacuten aplicada y al valor de
conductividad irreal de conductividad teacutermica empleada ya que es 3647 veces
mayor al valor tiacutepico Mientras la variacioacuten de la conductividad teacutermica en los
fluidos tuvieron un similar comportamiento que no representaban una
influencia marcada en la temperatura arrojando un error relativo gt1 (ANEXO
C) Al aumentar los valores de conductividad teacutermica la temperatura de la celda
disminuye lo que es coherente ya que contribuye a la propagacioacuten del calor
pero afecta en mayor escala a este caso En el ANEXO B se presenta con maacutes
detalle los valores en los que oscilan las curvas de conductividad teacutermica y la
temperatura final que se alcanza respectivamente Acotando que en general
ocurre un aumento de la conductividad durante el proceso de inyeccioacuten de agua
caliente y que aquellas conductividades teacutermica que presentan una leve
disminucioacuten con el aumento de la temperatura son las sensibilidades 2 y 6 lo
79
cual se debe a la disminucioacuten de la saturacioacuten de crudo que en el caso de ko =
6944578 JcmmindegC el cual es la conductividad teacutermica con mayor valor Por
otro lado en kw = 000010 JcmmindegC ocurre que el menor valor corresponde
a la conductividad teacutermica del agua la cual aumenta su saturacioacuten y como la
conductividad teacutermica total se basa en una ecuacioacuten de ponderacioacuten por
volumen hace que el valor de conductividad teacutermica total tienda a la
conductividad con el mayor volumen
La sensibilidad de la conductividad teacutermica de la roca afecta inversamente a la
temperatura como a la capacidad caloriacutefica obtenieacutendose asiacute una curva de
mayor capacidad caloriacutefica al introducir el menor valor de conductividad de la
roca y viceversa figura 54
Figura 54 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
En la Figura 55 se observa como el aumento de la conductividad incrementa el
avance del agua proporcionalmente al disminuir la conductividad aumenta la
temperatura lo cual ayuda a la disminucioacuten de la viscosidad del crudo y
aumentado la movilidad y beneficiando la extensioacuten de la saturacioacuten de agua en
la celda
80
Figura 55 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en el avance de
inyeccioacuten de agua
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
En las Figura 56 y 57 se graficaron la conductividad teacutermica capacidad
caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del tiempo al aplicar la
sensibilidad 4 especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y
(49 1 1) donde se observa como el frente de agua trae consigo el aumento de
la temperatura la capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica siento el maacutes
afectado la celda (2 1 1) la cual es la celda maacutes proacutexima al pozo inyector ya
que es por medio del cual se inyecta el agua caliente
81
Figura 56 Saturacioacuten y capacidad de kr = 000010 JcmmindegC
Figura 57 Temperatura y conductividad de kr = 000010 JcmmindegC
82
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
En la tabla 53 se observa que existe una diferencia entre el valor representativo
del simulador que trae por defecto a 25degC y el valor experimental extrapolado a
25degC apreciaacutendose que el valor de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
experimental es mayor por lo que establece que las arenas no consolidadas
requieren mayor cantidad de energiacutea en forma de calor para aumentar la
temperatura
Tabla 53 Valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de STAR y obtenido experimentalmente
Nombre Keyword
Valor
miacutenimo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
maacuteximo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
representativo
para STAR a
25degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 80degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 25degC
(Jcm3degC)
Capacidad
Caloriacutefica
Volumeacutetrica
de la roca
Rockcp 0 100 23470 18513 37598
En la tabla 54 se observar las sensibilidades realizadas para la capacidad caloriacute-
fica volumeacutetrica
Tabla 54 Sensibilidades de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca
Sensibilidades Cvr
7 Valor maacuteximo
8 Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr
Al graficar el modelo base y las sensibilidades 7 y 8 se observa en la Figura 58
(izquierda) que la saturacioacuten del agua es mayor al usar la sensibilidad 8 de la
Tabla 54 es decir el menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cvr = 0
Jcm3degC) el modelo base tiene un comportamiento semejante debido a la
cercaniacutea de sus valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica caso contrario al
introducir la sensibilidad 7 de la Tabla 54 (Cvr = 100 Jcm3degC) pues este caso
presenta una curva que muestra un suave incremento luego de los 246 minutos
83
de iniciar la inyeccioacuten En la Figura 58 (derecha) se representan tres rectas casi
constantes producto de introducir los valores de la tabla 53 en la ecuacioacuten 6 su
comportamiento de recta horizontal se debe a la poca variacioacuten de capacidad
caloriacutefica con respecto al incremento de temperatura Por otro lado en la Figura
59 (izquierda) se aprecia la variacioacuten de la temperatura y que el miacutenimo valor
de capacidad arroja como resultado un abrupto aumento de la temperatura de la
celda seguida por la curva del modelo base y por uacuteltimo la curva de maacuteximo
valor de capacidad demostrando que solo aumenta la temperatura de la celda
hasta 714degC lo cual se debe a que el aumento de la temperatura estaacute asociado a
la saturacioacuten de agua y la sensibilidad que obtenga una mayor saturacioacuten
obtendraacute tambieacuten una mayor temperatura y viceversa Con respecto a la
conductividad teacutermica al introducir el mayor valor de capacidad caloriacutefica
demostroacute ser la curva con un aumento de pendiente casi vertical los primero
minutos del desplazamiento consecuencia de incremento de saturacioacuten se agua
y luego de los 900 minutos tiende a un valor constante de 0039 JcmmiddotmindegC
mientras las otras dos curvas muestran un aumento al inicio del proceso y
alcanza un punto criacutetico en el minuto 64 decayendo hasta los 400 minutos
alcanzando en ese punto un menor valor de conductividad teacutermica la
sensibilidad del menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
84
Figura 58 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex
Thcontab
85
Figura 59 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad de
la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex Thcontab
Las Figura 510 y 511 muestran graficas similares a las Figura 58 y Figura 59
del modelo cargado con valores de forma integral se obtienen las mismas
observaciones en la saturacioacuten tanto para la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y
temperatura Sin embargo en el paraacutemetro de la conductividad teacutermica
presentan curvas que incrementan a medida que la temperatura aumenta
Debido a que la variacioacuten de la saturacioacuten no afecta el valor de conductividad
total como consecuencia de la restriccioacuten de aumentar con la temperatura por
medio de la herramienta Thcontab para todas las fases con el mismo valor
86
Figura 510 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex
Thcontab
87
Figura 511 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad
de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex Thcontab
52 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
En la Figura 512 se puede observar la contraposicioacuten de estudiar la
conductividad teacutermica total del sistema de un modelos discretos introduciendo
un solo valor constante de la conductividad para cada fase respectiva y por otro
lado habilitando la opcioacuten Thcontab que permite especificar la variacioacuten de las
conductividades de cada fase con respecto a la variacioacuten de la temperatura y
ademaacutes permite la opcioacuten de graficar la curva de conductividad de la roca la
cual es decreciente al transcurrir el tiempo y el aumento de la temperatura Al
comparar ambas curvas de conductividad teacutermica total se puede distinguir una
curva creciente que pertenece valores constantes de conductividad teacutermica para
cada fase mientras que la curva que emplea Thcontab se compone de tres
tendencias ambas curvas muestran al inicio un crecimiento pronunciado debido
al aumento de la saturacioacuten del agua la curva con Thcontab una segunda
88
seccioacuten que muestra un decrecimiento luego de un punto criacutetico a los 64
minutos y luego a partir de los 400 minutos una seccioacuten de valores contantes
que presenta un ligero incremento sin embargo las curvas solo presentan una
diferencia en promedio de 0000183 JcmmiddotmindegC y un error de 05
Figura 512 Contraste entre la conductividad total de un modelo discreto Complex y un modelo
discreto Complex con Thcontab
53 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
En la Figura 513 se expone la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en
el modelo integral Complex La conductividad teacutermica total del sistemas al
introducir los valores contantes de conductividad (Curva 1) se describe una
conductividad constante en el tiempo con una recta de pendiente cero con el
mismo valor que se introdujo en el simulador cada fase con el mismo valor de
conductividad y por balance de masa incrementar la saturacioacuten de agua
disminuye proporcionalmente la saturacioacuten de petroacuteleo mantenieacutendose
constante la porosidad lo cual indica un mismo valor volumeacutetrico de roca en la
89
ecuacioacuten de volumen ponderado que calcula la conductividad teacutermica total
quien arroja el mismo resultado en cada paso de tiempo Mientras que al
habilitar la opcioacuten Thcontab es igualmente asignando el mismo valor de
conductividad teacutermica para todas las fases pero indicando la variacioacuten con la
temperatura se permite observar que la conductividad teacutermica de la roca y la
total del sistemas presentan unas curvas solapadas que incrementan con el
transcurrir del tiempo
Anaacutelogamente estas curvas son iguales por el balance de materiales el aumento
de la curva se debe a la variacioacuten de los valores de conductividad a traveacutes del
tiempo seguacuten indica la tabla Thcontab Al comparar ambas curvas de
conductividad teacutermica total se observa una diferencia de 00002163
JcmmiddotmindegC y un error de 19 (ver ANEXO D)
Figura 513 Contraste de la conductividad total de un modelo integral Complex y la
conductividad total y de la roca de un modelo integral con Thcontab
90
54 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
En la Figura 514 se pueden comparar los valores de conductividad teacutermica
considerando el modelo cargando de forma discreta e integral La capacidad
caloriacutefica y la saturacioacuten no se ven afectadas por el tipo de modelo que se
emplee la temperatura al contrario si representa una diferencia de 102 entre
los minutos 400 y 800 En el modelo discreto la conductividad es 345 veces
mayor al modelo integral mantenieacutendose este en el valor contante de 0011100
JcmmiddotmindegC y por el contrario el modelo discreto iniciando en 00293004
JcmmiddotmindegC y ascendiendo hasta el valor de 0038362 JcmmiddotmindegC esto se debe
que aunque el simulador emplea la ecuacioacuten 8 con los valores de conductividad
de cada elementos (roca agua y petroacuteleo) constantes a traveacutes del tiempo pero
las saturaciones variacutean a traveacutes del tiempo eacutestos cambios en las saturaciones
hacen que la conductividad teacutermica total ascienda tendiendo a la conductividad
de quien incrementa su saturacioacuten eacuteste es el caso del agua y la cual posee una
conductividad mayor Ambas curvas tienen una diferencia de 0022731
JcmmiddotmindegC y un error de 672 (ANEXO E)
91
Figura 514 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad capacidad caloriacutefica temperatura
y saturacioacuten total de un modelo discreto Complex con un modelo integral Complex
55 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Aunque ambos modelos (integral y discreto) fueron ejecutados con Thcontab lo
que permite para ambos casos graficar la conductividad teacutermica de la roca solo
se graficoacute para el modelo discreto (Figura 515) ya que al realizar un modelo
integral la conductividad teacutermica de la roca es la misma que la conductividad
teacutermica total y ambas curvas se solapan En el modelo discreto se aprecia que
la conductividad teacutermica de la roca disminuye al transcurrir del tiempo donde
ocurre el aumento de temperatura tal y como lo enuncia Messmer (1980) afirma
ldquoLa conductividad teacutermica de las arenas no consolidadas disminuyen con el
aumento de la temperatura debido a los efectos del mineral cuarzo que es un
material cristalino con propiedades teacutermicas anisotroacutepicas presente en estos
sistemasrdquo El cuarzo que es el mineral que predomina en las areniscas seguacuten
estudios llevados a cabo en PDVSA - Intevep (2016) mediante Difraccioacuten de
92
Rayos X determinaron que posee mayor porcentaje (66) presente en el
sistema de yacimiento petroliacutefero campo Petrocarabobo En las curvas de
conductividad teacutermica total entre los modelo discreto e integral se obtuvo una
diferencia en promedio de 0023130 JcmmiddotmindegC y un error de 2125 y entre
las curvas de conductividad teacutermica de la roca una diferencia en promedio de
0004859 JcmmiddotmindegC y un error de 446 (ANEXO F)
Figura 515 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad total de un modelo discreto
Complex Thcontab y un modelo integral Complex Thcontab
93
CONCLUSIONES
Las arenas consolidadas secas pueden tener una conductividad teacutermica
mayor que las arenas no consolidadas sin fluidos con la misma
composicioacuten debido a que ocupa mayor proporcioacuten volumeacutetrica en un
volumen determinado es decir hay mayor contacto entra los poros de la
matriz
El caacutelculo de la conductividad total del sistema se realiza mediante el
meacutetodo Complex debido a que utiliza la ecuacioacuten de mezcla no lineal
recomendada por CMG tomando en cuenta las conductividades y
saturaciones de los fluidos presentes e interrelaciones entre las fases
En modelo integral Thcontab todos los valores de conductividad teacutermica
aumentan sin importar el comportamiento particular con la temperatura
asiacute como el orden de magnitud de cada fase (roca agua petroacuteleo y gas)
por lo tanto no representa el comportamiento real de la transferencia de
calor en el medio poroso
Se concluye que es la roca la fase que causa maacutes variacioacuten en la
temperatura al realizarle la variacioacuten en los valores de conductividad
teacutermica de la roca un error de 570 al asignar kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC
Al contrastar los modelos cargados de forma discreta e integral se
contempla que las curvas de conductividad total tienen un error relativo
de 672
94
Entre los modelos discreto e integral cargados con thcontab se obtuvo
que las curvas de conductividad teacutermica total presentaban un error de
2125 y entre las curvas de conductividad teacutermica de la roca de ambos
modelos un error de 446
Debido al alto error entre los valores de conductividad teacutermica obtenida
entre las curvas de los modelos cargados de forma discreta e integral no
se pueden considerar como modelos equivalentes
Al realizar el estudio de los efectos de variar los valores de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se encontroacute que al asignar el valor
maacuteximo ocurre una disminucioacuten importante en los valores de la
saturacioacuten de agua y temperatura de los modelos discreto e integral Por
otro lado en el caso de la conductividad teacutermica causa un aumento de la
curva para el modelo discreto y una curva por debajo de la curva del
modelo base para el modelo integral
95
RECOMENDACIONES
Realizar estudio de determinacioacuten de propiedades teacutermica en muestras
saturadas elaborando sensibilidades en las saturaciones de los fluidos
presentes
Para representar las condiciones reales del yacimiento con un crudo
vivo y tres fases (petroacuteleo agua y gas) se debe incluir un PVT del fluido
para evaluar los procesos de transferencia de calor
Profundizar en el estudio de RMN y calorimetriacutea para obtener los
paraacutemetros teacutermicos en todas las direcciones (I J K) del tapoacuten ya que
existe en general presentan un comportamiento anisotroacutepico y
disminuye la certidumbre de las propiedades teacutermicas el considerar que
el sistema tiene cualidades de Isotropiacutea
Realizar modelos de simulacioacuten numeacuterica suministrando los valores de
conductividad teacutermica de forma discreta
96
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99
ANEXOS
ANEXO A Propiedades RMN de los fluidos de yacimientos Fuente Coates y cols (1999)
Fluidos T1 (ms) T2 (ms) T1T2 Viscosidad (cP)
Salmuera 1 ndash 500 1 - 500 2 02 - 08
Petroacuteleo Liviano 3000 ndash 4000 300 - 1000 4 02 - 100
Gas 4000 ndash 5000 30 - 60 80 0011 - 0014
ANEXO B Valores promedio de conductividad teacutermica total al variar la conductividad de las
fases
Figuras
51 - 53
Kt (JcmmiddotmindegC) Temperatura
final (degC) Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
Sensibilidad 6 002543 0020102 0022766 899
Sensibilidad 3 0069244 007729 0073267 897
Sensibilidad 5 0020747 0036985 0028866 898
Sensibilidad 2 007738 00771575 007738 897
Sensibilidad 4 0000488 0000506 0000497 90
Sensibilidad 1 168611 322573 245592 896
Modelo base 00293 0038362 0033831 898
100
ANEXO C Contraste de conductividad y temperatura entre sensibilidades de conductividad
101
ANEXO D Contraste de conductividad total al habilitar Thcontab en modelos integrales
Figura
513
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0000216 194
kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
ANEXO E Contraste de conductividad total entre modelo integral y discreto
Figura 514
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0022731 6719 kt discreta
Complex 00293 0038362 0033831
ANEXO F Contraste de kt y kr entre modelo integral y discreto Thcontab
Figura 515
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt discreta
Complex
Thcontab
0032386 0035643 0034014
002313 21251 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr discreta
Complex
Thcontab
0017683 0013803 0015743
0004859 4464 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
iv
Lander C Elba V
EVALUACIOacuteN DE LA INFLUENCIA DE PARAacuteMETROS
TEacuteRMICOS EN YACIMIENTOS DE CRUDO EXTRA-
PESADOS DE LA FAJA PETROLIacuteFERA DEL ORINOCO A
TRAVES DE UNA SIMULACIOacuteN NUMEacuteRICA
Tutor acadeacutemico Ing Jhon Quino Tutor industrial Msc Richard
Maacuterquez
Tesis Caracas UCV Facultad de Ingenieriacutea Escuela de Petroacuteleo 2019
Palabras claves Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica Conductividad teacutermica
Simulacioacuten de yacimientos Sistema integral Sistema discreto Faja
Petroliacutefera del Orinoco
Resumen Este trabajo especial de grado plantea una metodologiacutea para realizar
simulaciones que permita evaluar la influencia de los paraacutemetros teacutermicos sobre
un sistema de yacimiento caracterizado de forma discreta y continua
entendieacutendose por sistema discreto el escenario donde cada uno de los
componentes del sistema (arena agua y crudo) son estudiados por separado
mientras que el sistema continuo representa el sistema roca-fluido evaluado
como un elemento Los paraacutemetros teacutermicos estudiados son la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica y la conductividad teacutermica con datos de pruebas
experimentales de muestras crudo extra-pesado de 89 ordmAPI provenientes de la
empresa mixta Petrocarabobo de la Faja Petroliacutefera del Orinoco Este estudio
fue desarrollado en PDVSA-INTEVEP se obtuvieron los datos de los
paraacutemetros teacutermicos mediante pruebas experimentales con la metodologiacutea de la
calorimetriacutea y Resonancia Magneacutetica Nuclear por otro lado se presentan
valores obtenidos de forma teoacuterica a traveacutes de ecuaciones y literatura para los
valores de paraacutemetros teacutermicos de los fluidos Se desarrolloacute con el simulador
comercial STARSreg de la empresa CMG se realizoacute un modelo de laboratorio
Para la validacioacuten de los datos experimentales se estudiaron las ecuaciones de
conductividad teacutermica que ofrece el simulador y se seleccionoacute la que mejor se
adaptaba al estudio
v
AGRADECIMIENTOS
A Dios por ser mi guiacutea fuerza y sustento quien peleoacute mis batallas
me cubrioacute con su manto y gracia
A la Universidad Central de Venezuela (UCV) por ser la casa que
vencioacute mis sombras obligoacute a crecer intelectualmente sin dejar a un
lado mi crecimiento personal a forjar mi caraacutecter y ser una mujer
que anhela retribuir a su paiacutes la formacioacuten recibida Por tantos
hermanos ucevistas que estuvieron estaacuten y estaraacuten
A mis Tutores Industriales los Msc Richard Maacuterquez y Benigno
Hernaacutendez por dar maacutes que de conocimiento cientiacutefico su apoyo
consejos cuidados y exhortaciones fueron lo necesario para
convertirme en la profesional que anhelaba ser A mi Tutor
Acadeacutemico Jhon Quino por permitirme ser su primera Tesista
A mi familia padres hermanos tiacuteos primos y amigos que me
apoyaron en este largo proceso y celebran los frutos de la
perseverancia y el esfuerzo
El conjunto de personas admirables que hace vida en PDVSA-
INTEVEP por su trato tan grato en especial aquellas que me
auxiliaron dentro y fuera de la sala de simulacioacuten
A todos los profesores que formaron parte de mi vida acadeacutemica y
todas las personas que abrieron sus puertas y dispusieron de su
valioso tiempo para compartirlo conmigo
vi
IacuteNDICE
LISTA DE FIGURAS XI
LISTA DE TABLAS XIV
INTRODUCCIOacuteN 1
CAPIacuteTULO I 3
EL PROBLEMA 3
11 PLANTEAMIENTO DE PROBLEMA 3
12 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIOacuteN 3
121 Objetivo general 3
122 Objetivos especiacuteficos 4
13 JUSTIFICACIOacuteN DE LA INVESTIGACIOacuteN 4
14 ALCANCE DE LA INVESTIGACIOacuteN 5
15 LIMITACIONES 6
CAPIacuteTULO II MARCO TEOacuteRICO 8
21 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIOacuteN 8
22 BASES TEOacuteRICAS 11
221 Yacimiento 12
2211 Yacimientos consolidados 12
2212 Yacimientos no consolidados 12
222 Fluidos contenidos en los yacimientos 12
2221 Agua de formacioacuten 12
2222 Hidrocarburos (Crudo) 13
223 Grados API 13
224 Crudos Extra-pesados 13
225 Recuperacioacuten Teacutermica 14
2251 Clasificacioacuten de los procesos de recuperacioacuten teacutermica 15
vii
22511 Inyeccioacuten de fluidos calientes 15
22512 Recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua caliente 16
226 Propiedades petrofiacutesicas de la roca 16
2261 Porosidad (120601) 17
2262 Permeabilidad (K) 17
2263 Saturacioacuten del fluido 17
2264 Tapoacuten 18
227 Propiedades teacutermicas en los yacimientos 18
2271 Calor especiacutefico (Ce) 18
2272 Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cv) 18
2273 Difusividad teacutermica (120514) 19
2274 Conductividad teacutermica (K) 19
22741 Conductividad teacutermica del petroacuteleo 20
22742 Conductividad teacutermica del agua 20
228 Calorimetriacutea 21
229 Transferencia de calor 21
2291 Meacutetodos de transferencia de calor 22
22911 Conduccioacuten 22
22912 Radiacioacuten 22
22913 Conveccioacuten 22
2210 Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN) 23
2211 Simulacioacuten de yacimientos 23
22111 Etapas para la simulacioacuten de yacimientos 24
22112 Mecanismos de desplazamiento 25
22113 Propiedades petrofiacutesicas 26
22114 Propiedades PVT de los fluidos 26
22115 Datos de produccioacuten 27
22116 Simulador de recuperacioacuten teacutermica 28
22117 Descripcioacuten de la herramienta de simulacioacuten numeacuterica 28
221171 BUILDERreg 28
viii
221172 STARSreg 29
221173 RESULTSreg 29
2212 Sistema integral 29
2213 Sistema discreto 29
2214 Modelo integral 30
2215 Modelo discreto 30
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos 30
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total 31
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total 31
221612 Simple 32
221613 Complex 32
221614 Temper 33
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB) 33
CAPIacuteTULO III 35
AacuteREA DE ESTUDIO 35
31 DESCRIPCIOacuteN DEL AacuteREA DE ESTUDIO 35
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco 35
312 Aacuterea de Carabobo 36
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas 36
314 Estratigrafiacutea regional 37
315 Miembro Morichal 37
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas 39
CAPIacuteTULO IV 40
MARCO METODOLOacuteGICO 40
41 TIPO DE LA INVESTIGACIOacuteN 40
LA MODALIDAD DE LA INVESTIGACIOacuteN CUMPLE CON LAS CARACTERIacuteSTICAS
DEL TIPO EVALUATIVO 40
42 DISENtildeO DE LA INVESTIGACIOacuteN 40
ix
43 PROCEDIMIENTO METODOLOacuteGICO 41
431 Revisioacuten bibliograacutefica 42
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten 43
44 CARACTERIZACIOacuteN DE LOS FLUIDOS 49
45 USO DE STARSreg 55
451 Construccioacuten del mallado 55
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas 56
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca 56
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad 60
454 Seccioacuten de componentes 60
4541 Densidades 60
4542 Viscosidades de la fase liacutequida 61
4543 General 64
46 SECCIOacuteN DE ROCA-FLUIDO 65
47 SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES 66
48 SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
49 SELECCIOacuteN DE POZOS Y DATOS RECURRENTES 67
410 DATO DE SALIDA IO CONTROL 71
411 SENSIBILIDADES 71
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total 72
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas 72
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica 72
412 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO DISCRETO 73
413 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO INTEGRAL 73
414 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON MODELO INTEGRAL 73
415 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON THCONTAB CON
MODELO INTEGRAL THCONTAB 73
CAPIacuteTULO V 74
ANALISIS DE RESULTADOS 74
x
51 SENSIBILIDADES 74
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica 74
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua 75
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo 76
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca 77
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas 80
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica 82
52 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO DISCRETO 87
53 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO INTEGRAL 88
54 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON MODELO INTEGRAL 90
55 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON THCONTAB CON
MODELO INTEGRAL THCONTAB 91
CONCLUSIONES 93
RECOMENDACIONES 95
BIBLIOGRAFIacuteA 96
ANEXOS 99
xi
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 21 VISCOSIDAD DEL CRUDO VS TEMPERATURA FUENTE PUERTA (2015) 15
FIGURA 22 INYECCIONES DE AGUA CALIENTE FUENTE BRICENtildeO (2015) 16
FIGURA 23 GRAacuteFICA TASAS DE FLUIDOS EN FUNCIOacuteN DEL TIEMPO (SEPUacuteLVEDA 2005) 28
FIGURA 31 FAJA PETROLIacuteFERA DEL ORINOCO FUENTE PUERTA (2015) 35
FIGURA 32 AacuteREA DE CARABOBO Y SUS LIacuteMITES TERRITORIALES FUENTE PUERTA (2015) 36
FIGURA 33 CUENCAS PETROLIacuteFERAS DE LA REPUacuteBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA FUENTE
PUERTA (2015) 37
FIGURA 34 CONFIGURACIOacuteN ESTRUCTURAL FUENTE ARCHIVOS DE PETROINDEPENDENCIA
SA 38
FIGURA 41 FASES DE LA METODOLOGIacuteA APLICADA 42
FIGURA 42 SISTEMA PARA CONFINAMIENTO DE MUESTRAS DE ROCA NO CONSOLIDADAS
FUENTE INTEVEP SA CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS
DE VENEZUELA SA 44
FIGURA 43 PROCESO COMPLETO DE EMPAQUE DE MUESTRAS FUENTE PDVSA-INTEVEP 44
FIGURA 44 RESONADOR MARAN ULTRA DRX 2 FUENTE PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 45 INSTRUMENTO PARA LA REALIZACIOacuteN DE LA PRUEBA CALORIMEacuteTRICA FUENTE
PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 46 EQUIPO DE LIMPIEZA DE MUESTRAS DEAN-STARS A) ANTES DE LA LIMPIEZA DE
MUESTRA Y B) DURANTE LA LIMPIEZA DE MUESTRAS 48
FIGURA 47 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 35N FUENTE PDVSA-
INTEVEP 50
FIGURA 48 RETROVISCO RV 2030 MARCA HAAKE FUENTE PDVSA-INTEVEP 51
FIGURA 49 DIAGRAMA DE UN SIMULADOR FIacuteSICO DE YACIMIENTOS FUENTE INTEVEP SA
CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS DE VENEZUELA SA 52
FIGURA 410 ESQUEMA DEL PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL PARA LA DETERMINACIOacuteN DE
CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA POR EL MEacuteTODO DE ESTADO NO ESTACIONARIO
FUENTE DIacuteAZ (2014) 53
FIGURA 411 EFECTO DE LA VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA SOBRE LAS CURVAS DE
PERMEABILIDAD RELATIVA PARA MUESTRAS DEL CAMPO PETROCARABOBO 54
FIGURA 412 TRANSFORMACIOacuteN DEL AacuteREA TRANSVERSAL PARA LA CONSTRUCCIOacuteN DEL
MALLADO 56
xii
FIGURA 413 VENTANA PARA INGRESAR LOS DATOS DE COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA Y
PRESIOacuteN DE POROSIDAD DE REFERENCIA 57
FIGURA 414 VENTANA DE LAS PROPIEDADES TEacuteRMICAS 58
FIGURA 415 VENTANA DE LAS PEacuteRDIDAS DE CALOR POR LAS ROCAS ADYACENTES 58
FIGURA 416 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 4500M FUENTE
PDVSA-INTEVEP 61
FIGURA 417 VENTANA PARA INSERTAR LA DENSIDAD DE LOS FLUIDOS 61
FIGURA 418 CURVA DE LA VISCOSIDAD DEL CRUDO 64
FIGURA 419 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE COMPONENTES PARA INTRODUCIR LOS VALORES DE
REFERENCIA EN LA SUBSECCIOacuteN GENERAL 65
FIGURA 420 CURVA DE PERMEABILIDAD 66
FIGURA 421 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES SE MUESTRA EL VALOR DE
PRESIOacuteN Y PROFUNDIDAD DE REFERENCIA SUMINISTRADA AL SIMULADOR 67
FIGURA 422 VENTANA DE CONSTRAINS DEL POZO INYECTOR 68
FIGURA 423 VENTANA PARA DESCRIPCIOacuteN DEL FLUIDO DE INYECTADO 69
FIGURA 424 HISTOacuteRICO DE PRODUCCIOacuteN EMPLEADO PARA EL MODELO 70
FIGURA 425 VENTANA DE CONSTRAINS DEL PROZO PRODUCTOR 71
FIGURA 51 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL AGUA EN LA
TEMPERATURA 76
FIGURA 52 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL PETROacuteLEO EN
LA TEMPERATURA 77
FIGURA 53 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
TEMPERATURA 78
FIGURA 54 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
CAPACIDAD 79
FIGURA 55 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN EL
AVANCE DE 80
FIGURA 56 SATURACIOacuteN Y CAPACIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 57 TEMPERATURA Y CONDUCTIVIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 58 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO COMPLEX THCONTAB 84
FIGURA 59 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO
COMPLEX THCONTAB 85
xiii
FIGURA 510 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 86
FIGURA 511 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL
COMPLEX THCONTAB 87
FIGURA 512 CONTRASTE ENTRE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
Y UN MODELO DISCRETO COMPLEX CON THCONTAB 88
FIGURA 513 CONTRASTE DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO INTEGRAL COMPLEX Y
LA CONDUCTIVIDAD TOTAL Y DE LA ROCA DE UN MODELO INTEGRAL CON THCONTAB 89
FIGURA 514 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD CAPACIDAD
CALORIacuteFICA TEMPERATURA Y SATURACIOacuteN TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
CON UN MODELO INTEGRAL COMPLEX 91
FIGURA 515 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO
DISCRETO COMPLEX THCONTAB Y UN MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 92
xiv
LISTA DE TABLAS
TABLA 21 GRAVEDAD API DE LOS HIDROCARBUROS 13
TABLA 22 POROSIDAD DE LOS MINERALES DE YACIMIENTOS 17
TABLA 23 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DEL AGUA 21
TABLA 41 VALORES DE LAS DIMENSIONES DE LAS MUESTRA A ESTUDIAR 43
TABLA 42 CONDICIONES EMPLEADAS EN LA TEacuteCNICA DE RMN 45
TABLA 43 COMPOSICIOacuteN DE LA SALMUERA 50
TABLA 44 DIMENSIONES DE LA MUESTRA EN FORMA DE CILINDRO 55
TABLA 45 DIMENSIONES DE LAS CELDAS DEL MALLADO 56
TABLA 46 INFORMACIOacuteN PETROFIacuteSICA DE LA MUESTRA 56
TABLA 47 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO DISCRETO 59
TABLA 48 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO INTEGRAL 59
TABLA 49 VALORES POR DEFECTOS DEL SIMULADOR 60
TABLA 410 VISCOSIDAD DE LOS FLUIDOS CON SU RESPECTIVA TEMPERATURA 63
TABLA 411 MODIFICACIONES EN LA SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
TABLA 51 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DE STAR Y OBTENIDO EXPERIMENTALMENTE 75
TABLA 52 SENSIBILIDADES DE LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA 75
TABLA 53 VALORES DE CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE STAR Y OBTENIDO
EXPERIMENTALMENTE 82
TABLA 54 SENSIBILIDADES DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE LA ROCA 82
1
INTRODUCCIOacuteN
Debido a la merma de crudos livianos y medianos a nivel mundial y nacional
aunado a los altos costos de la energiacutea y la necesidad de restituir la reserva se
estaacute incentivando a la empresa petrolera nacional a explotar de forma eficiente
las reservas de crudos pesados y extra-pesados a un ritmo maacutes acelerado los
cuales se caracterizan seguacuten la API (American Petroleum Institute) por ser
poseedores de altas viscosidades dificultando asiacute el proceso de explotacioacuten y
extraccioacuten (PDVSA 2010)
Dadas las reservas que de estos tipos de crudos en Venezuela se presentan en la
Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se ha establecido como reto el trabajar en
mejorar e innovar en tecnologiacuteas a nivel de exploracioacuten y explotacioacuten con la
finalidad de garantizar la mayor optimizacioacuten de los recursos proteger la
integridad del yacimiento y disminuir el impacto ambiental Entre los aspectos
maacutes importantes a tener en cuenta destaca la necesidad de contar con una
correcta caracterizacioacuten del yacimiento ya que eacutesta brinda la informacioacuten
baacutesica necesaria para definir la tecnologiacutea maacutes adecuada para el proceso de
explotacioacuten del yacimiento (Doumat 2016)
En particular para el caso de los yacimientos de crudos pesados y extra-
pesados existen diversas tecnologiacuteas para su extraccioacuten y explotacioacuten de
acuerdo a un proceso de recuperacioacuten mejorada de hidrocarburos (RMH)
dentro de las cuales destacan aquellos basados en meacutetodos teacutermicos (Ferrer
2009) Para la aplicacioacuten de estos meacutetodos en particular es necesario contar con
una evaluacioacuten de las propiedades teacutermica del yacimiento la cual usualmente
poco se ejecuta pero que resulta de gran importancia ya que permite conocer
coacutemo ocurre la transferencia de calor en el sistema dadas las dificultades
presentadas principalmente por las altas viscosidades encontradas en estos tipos
2
de crudos Es por ello que la estimacioacuten de propiedades teacutermicas del
yacimiento como difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad caloriacutefica y
conductividad teacutermica debe ser realizada previo a la seleccioacuten de la tecnologiacutea
a implementar para la extraccioacuten del crudo con la finalidad de conocer su
influencia en las propiedades de interaccioacuten roca-fluido que toman vida en el
yacimiento al implementar dichas tecnologiacuteas
Los paraacutemetros teacutermicos de los yacimientos asociados a la Empresa Mixta
Petrocarabobo a considerar en este trabajo son obtenidos de las pruebas de
laboratorio empleando las teacutecnicas de Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN) y
Calorimetriacutea estos seraacuten utilizados para evaluar su impacto en la transferencia
de calor mediante una simulacioacuten numeacuterica empleando el software Starsreg de
la empresa canadiense CMG (Computer Modelling Group) Asiacute en funcioacuten a lo
anteriormente expuesto en este estudio se plantea evaluar el efecto de las
propiedades teacutermicas sobre un sistema de yacimiento de forma discreta y
continua entendieacutendose por evaluacioacuten discreta el escenario donde cada uno
de los componentes del sistema (arena agua y crudo) son estudiados por
separado mientras que el continuo representa el sistema roca-fluido evaluado
como un solo elemento
3
CAPIacuteTULO I
EL PROBLEMA
11 Planteamiento de problema
La caracterizacioacuten de los yacimientos contempla en teacuterminos generales todos
aquellos estudios previos que se realizan para conocer las propiedades del
sistema roca-fluido a fin de optimizar los consiguientes procesos y por ende
entre otros aspectos mitigar los costos durante la explotacioacuten A nivel teacutermico
los fenoacutemenos asociados a esta caracterizacioacuten son actualmente determinados
de forma empiacuterica a condiciones ideales o por teacutecnicas que finalmente soacutelo
estiman la conductividad teacutermica de las rocas razoacuten por la cual se plantea en
este trabajo evaluar la influencia de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma
discreta y continua para un yacimiento petroliacutefero de arena no consolidada y
crudo extra-pesado asociado al Bloque Carabobo de la Faja Petroliacutefera del
Orinoco bajo una metodologiacutea experimental de tipo evaluativa a traveacutes del
simulador numeacuterico CMG Starsreg
12 Objetivos de la investigacioacuten
121 Objetivo general
Evaluar el impacto de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma discreta y
continua para un yacimiento asociado a la Faja Petroliacutefera del Orinoco a traveacutes
de simulacioacuten numeacuterica
4
122 Objetivos especiacuteficos
Recopilar la informacioacuten disponible de anaacutelisis experimentales en
propiedades teacutermicas de yacimientos de la FPO asiacute como las de
propiedades baacutesicas y de interaccioacuten roca fluidos
Construir el modelo de simulacioacuten numeacuterica para representar los
fenoacutemenos teacutermicos
Evaluar los escenarios de simulacioacuten resultantes de considerar las
variables teacutermicas de forma discreta y continua
Cotejar el impacto de los fenoacutemenos teacutermicos sobre los resultados
obtenidos en las simulaciones ejecutadas para los escenarios planteados
(discreto y continuo)
13 Justificacioacuten de la investigacioacuten
En la Faja Petroliacutefera del Orinoco los pozos estaacuten asociados a crudos pesados y
extra-pesados con viscosidades altas entre 1000 y 13000 cP aproximadamente
para el crudo vivo y viscosidades de hasta maacutes de 1000000 cP para el crudo
muerto lo cual dificulta las pruebas experimentales a nivel de laboratorio
Dadas estas condiciones es necesario estudiar las tecnologiacuteas existentes que
tienen lugar en el proceso de extraccioacuten de crudo debido a las dificultades que
se presentan al desplazar un fluido de tan alta viscosidad a traveacutes del medio
poroso que constituye el yacimiento (PDVSA 2006)
La tecnologiacutea maacutes empleada para estos tipos de crudos y que ha brindado
buenos resultados es la aplicacioacuten de meacutetodos teacutermicos con el fin de disminuir
la viscosidad del petroacuteleo para facilitar su movilidad a traveacutes del medio poroso
Es por ello que surge la necesidad de profundizar en el estudio de los
fenoacutemenos teacutermicos y asiacute garantizar la eficiencia de la aplicacioacuten de energiacuteas
5
adicionales para obtener una mayor explotacioacuten y produccioacuten que beneficie los
intereses de las compantildeiacuteas petroleras generando mayores ingresos
Entre los fenoacutemenos teacutermicos maacutes relevantes que toman lugar durante estos
procesos es importante resaltar la difusividad teacutermica la cual brinda
informacioacuten de la propagacioacuten de energiacutea a traveacutes de un medio (Cengel 2011)
el calor especiacutefico que indica la cantidad de calor necesaria a aplicar para que
un cuerpo eleve su temperatura un grado la capacidad caloriacutefica que indica la
cantidad de calor necesaria para aumentar un grado centiacutegrado la temperatura
de un volumen de sustancia determinado y por uacuteltimo la conductividad teacutermica
que muestra la capacidad de un cuerpo para conducir el calor a traveacutes de eacutel
(Cengel 2011)
Debido a que la evaluacioacuten experimental de estas propiedades teacutermicas es
compleja y costosa dentro de la industria petrolera en los uacuteltimos antildeos se ha
recurrido a ecuaciones empiacutericas como las reportadas por (Seto et al 1991) en
esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis como RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten
numeacuterica con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un
sistema en el que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y
continua para a su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y
calorimetriacutea para determinar dichas propiedades teacutermicas
14 Alcance de la investigacioacuten
Evaluar los paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma continua y discreta a traveacutes
de una simulacioacuten numeacuterica de yacimiento que permita determinar el impacto
de cada una de las variables teacutermicas sobre la dinaacutemica de los fluidos en
consideracioacuten para cada una de las condiciones indicadas continua y discreta
asiacute como establecer cuaacutel de estas dos condiciones experimentales en la
6
evaluacioacuten de los paraacutemetros teacutermicos es maacutes rentable y efectivo para el estudio
de fenoacutemenos teacutermicos difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad
caloriacutefica y conductividad teacutermica
15 Limitaciones
Como una de las principales limitaciones del trabajo se presenta el posible
vencimiento de la licencia del software de simulacioacuten de yacimientos empleado
en la investigacioacuten (Starsreg de CMG) De igual manera la disponibilidad de
paraacutemetros experimentales que aporten informacioacuten de los fenoacutemenos teacutermicos
sobre sistemas de yacimientos que permitan obtener una caracterizacioacuten maacutes
amplia de la influencia de los mismos sobre los resultados de la simulacioacuten
Ademaacutes se debe tener en consideracioacuten los siguientes aspectos
Los datos de las propiedades se obtienen de pruebas de laboratorio para
crudo extra-pesados de la FPO
Los datos utilizados corresponden a resultados de experimentos a
saturacioacuten de agua irreducible (Swirr) 85 sin presencia de gas en el
sistema
Los modelos existentes en los simuladores representan correlaciones
desarrolladas con petroacuteleo convencional mientras que en este estudio se
utiliza petroacuteleo extra-pesado Tanto en las ecuaciones de mezclas de las
fases liquida y gaseosa como en la dependencia con temperatura de las
propiedades teacutermicas
La evaluacioacuten del comportamiento integral implica asignacioacuten de la
propiedad igual para todas las fases presentes mientras que la discreta
especifica los valores individuales
7
Se realiza una verificacioacuten del efecto de la variacioacuten de las propiedades
teacutermica en el comportamiento transitorio de la temperatura y la diferencia
al considerar los enfoques discreto e integral
El estudio no pretende ser riguroso ni presentar el estado del arte de las
propiedades teacutermicas involucradas en el flujo de fluidos
No se estudia el efecto de la temperatura en las curvas de permeabilidad
relativa
8
CAPIacuteTULO II MARCO TEOacuteRICO
MARCO TEOacuteRICO
21 Antecedentes de la investigacioacuten
Anand et al (1973) ldquoPredicting Thermal Conductivities of formations From
Other Know Propertiesrdquo
Obtuvieron correlaciones para la estimacioacuten de la conductividad teacutermica de
areniscas saturadas de liacutequido con un conocimiento de la conductividad de la
arenisca seca y de las propiedades del fluido que la satura
La conductividad teacutermica de la roca seca ha mostrado ser funcioacuten de la
densidad el espacio poral el tamantildeo y tipo de grano cementacioacuten y
composicioacuten mineral La conductividad teacutermica de materiales que tienen
estructura cristalina como el cuarzo decrece con el incremento de temperatura
Zierfuss y Van der Vliet realizaron estudios para arenas consolidadas donde
establecieron que la conductividad teacutermica aumentaba si la permeabilidad y la
porosidad aumentaba
Guiados por la correlacioacuten de Tikhomirov (para rocas secas) se obtuvieron una
familia de curvas descritas por la ecuacioacuten de Somerton (para las areniscas
saturadas) que toma en cuenta la variacioacuten de la temperatura Los cambios de
fase afectan la conductividad pero esto es un efecto de la saturacioacuten del fluido
en lugar de un efecto de temperatura en siacute
La compresioacuten es una fuerza opuesta a la presioacuten de poro si la presioacuten de poro
disminuye entonces gobernara la compresioacuten y aumentara la conductividad
teacutermica porque causara mayor contacto La presioacuten de poro puede estar
asociada al comportamiento del fluidos contenido en los poros y la reduccioacuten
de la presioacuten de poro puede deberse a la vaporizacioacuten de alguno de los fluidos y
9
esto puede causar la reduccioacuten de la conductividad teacutermica sin embargo esto
se atribuye a un efecto de saturacioacuten y no de presioacuten de poro en siacute
Somerton et al (1974) ldquoThermal Behavior of Uncosolidated Oil Sandsrdquo
La conductividad teacutermica de las arenas petroliacuteferas no consolidadas han sido
medidas y correlacionadas con otras propiedades fiacutesicas del sistema roca-fluido
donde se ha determinado que el fluido mojante tiene un efecto dominante en el
valor de la conductividad y ademaacutes el soacutelido con mayor porcentaje en la
composicioacuten de la roca
Explica que para las arenas consolidadas la conductividad teacutermica de la arena
saturada con salmuera es de 2 a 3 veces mayor que la conductividad teacutermica de
la arena seca Mientras que para las arenas no consolidadas las arenas saturas de
salmuera son de 6 a 8 veces la conductividad teacutermica de la arena seca
Los efectos de la variacioacuten de la temperatura en la conductividad teacutermica para
las arenas no consolidadas son relativamente pequentildeos y pueden ser evaluados
con una simple ecuacioacuten lineal igualmente los efectos de la variacioacuten de la
presioacuten La conductividad teacutermica de la roca seca es baja por el contacto entre
granos la fase mojante aumenta la conexioacuten y asiacute aumenta la conductividad
En las arenas es importante tambieacuten el efecto de la porosidad y la conductividad
de los soacutelidos aunque presenta menor importancia la conductividad tambieacuten es
afectada por el tamantildeo de granos forma y distribucioacuten permeabilidad y
resistividad eleacutectrica son los factores maacutes relacionados la conductividad
teacutermica pero solo en cuanto a otras propiedades como el tamantildeo de los poros
la forma y la tortuosidad que a su vez se relacionan con la conductividad
teacutermica
Desarrollaron un modelo matemaacutetico para predecir que la conductividad de
algunas rocas saturadas incrementa casi linealmente con el aumento de la fase
mojante y hay una gran disminucioacuten de la conductividad entre la saturacioacuten de
10
agua connata y el 100 por ciento de la saturacioacuten del fluido no mojante Chu
antildeadioacute el teacutermino de saturacioacuten en la ecuacioacuten
Maiquiza (2008) ldquoEstudio de recuperacioacuten mejorada de petroleo por
inyeccion de agua caliente en un yacimiento de crudos pesados de un campo
del oriente ecuatorianordquo
Se presenta el meacutetodo de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo por inyeccioacuten de
agua caliente ademaacutes incluye las propiedades teacutermica de las rocas y de los
fluidos y sus respectivas ecuaciones
Los mecanismos de recuperacioacuten de petroacuteleo en un yacimiento de crudos
pesados por inyeccioacuten de agua caliente se debe al mejoramiento de la movilidad
del petroacuteleo como resultado de la reduccioacuten de su viscosidad debido al
incremento de la temperatura durante el anaacutelisis del proyecto consiguioacute
mejorar la relacioacuten de movilidad de 7457 a la temperatura inicial del
yacimiento de 200ordmF a un valor de 3831 a una temperatura de 328ordmF Los
mecanismos de recuperacioacuten del crudo durante los procesos de recuperacioacuten
mejorada dependen de las propiedades que tenga el crudo es decir si se trata de
un crudo liviano pesado o extra-pesado Al mejorar la relacioacuten de movilidad
con la inyeccioacuten de agua caliente se consigue mejorar la eficiencia de
desplazamiento de 0512 a 0542 Un proceso de inyeccioacuten de agua caliente se
debe aplicar en yacimientos donde la viscosidad sea relativamente alta mayor a
50 Cp
Al realizar una comparacioacuten entre el modelo de inyeccioacuten convencional de agua
y la inyeccioacuten de agua caliente la eficiencia en la recuperacioacuten de petroacuteleo es un
poco menor del doble en la inyeccioacuten de agua caliente
Bricentildeo (2015) ldquoTransferencia de calor en los yacimientos petroleros y sus
ecuaciones de estadordquo
11
Las consideraciones generales para estudiar la transferencia de calor mediante
procesos teacutermicos son presioacuten porosidad espesor de la arena movilidad del
petroacuteleo Las propiedades teacutermicas maacutes importantes de los fluidos desde el
punto de vista teacutermico viscosidad densidad calor especiacutefico conductividad
teacutermica conductividad teacutermica de liacutequidos y gases conductividad teacutermica de
rocas capacidad caloriacutefica de rocas saturadas Trata la transferencia de calor
mediante la utilizacioacuten de calentadores de fondo (inyeccioacuten de fluidos calientes
y combustioacuten in situ) y los mecanismos de transferencia de calor en la
formacioacuten conduccioacuten y conveccioacuten
Doumat (2016) ldquoEvaluacioacuten de las propiedades teacutermicas del yacimiento no
consolidado campo Petrocarabobo de la Faja Petroliacutefera del Orinocordquo
El objetivo de este trabajo fue evaluar las propiedades teacutermicas del yacimiento
petroliacutefero no consolidado asociado del Campo Petrocarabobo de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco considerando las teacutecnicas de RMN y calorimetriacutea a fin
estudiar el comportamiento de la transferencia de calor en este yacimiento Se
realizoacute una comparacioacuten de los resultados obtenidos en un rango de temperatura
entre 50 y 200degC para el sistema de yacimiento con fluidos y para el sistema de
yacimiento sin fluidos evaluando la difusividad teacutermica el calor especiacutefico la
capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica
22 Bases teoacutericas
En las bases teoacutericas se describen principios definiciones y suposiciones que
sirven de soporte para evaluar la influencia de las propiedades teacutermicas
involucradas en el flujo de fluidos en el yacimiento mediante la transferencia de
masa (flujo de fluidos) y energiacutea al sistema (conduccioacuten de calor)
12
221 Yacimiento
Un yacimiento puede ser definido como una unidad geoloacutegica de volumen
limitado porosa y permeable capaz de contener hidrocarburos liacutequidos yo
gaseosos a traveacutes de la cual estos fluidos pueden desplazarse para ser
recuperados bajo presiones existentes o aplicadas externamente Estaacute
constituido por dos elementos fundamentales el medio recipiente y los fluidos
almacenados en ese medio Implica la correlacioacuten de dos aspectos baacutesicos para
la industria petrolera las consideraciones geoloacutegicas y las propiedades de los
fluidos contenidos en el yacimiento (Escobar 2004)
2211 Yacimientos consolidados
Son aquellos que por lo general tienen mayor cantidad de material cementante
que permite que el nivel de cohesioacuten entre los granos sea elevado es decir que
los granos esteacuten fuertemente compactados sumado al efecto de soterramiento
(Araujo 2004)
2212 Yacimientos no consolidados
Son aquellos que suelen tener poco material de matriz (material de
cementacioacuten) que mantenga unido los granos de arena y por lo general tambieacuten
se conoce con el nombre de arenas poco consolidadas constituidas por
formaciones terciarias joacutevenes (Araujo 2004)
222 Fluidos contenidos en los yacimientos
Las rocas de yacimiento contienen agua de formacioacuten petroacuteleo y gas siendo
los dos uacuteltimos fluidos compuestos orgaacutenicos (Carbono e Hidroacutegeno)
normalmente denominados hidrocarburos (Araujo 2004)
2221 Agua de formacioacuten
Es agua salada atrapada en los intersticios de los sedimentos de un yacimiento
durante su deposicioacuten Tambieacuten se conoce como agua intersticial o agua
connata El agua de formacioacuten resulta ser de 3 a 4 veces maacutes salina que el agua
de mar y contiene en promedio 35 en peso o 35000 ppm de Cloruro de
13
Sodio (NaCl) Entre los iones predominantes en las sales disueltas presentes en
las aguas de formacioacuten se encuentran Na+ K
+ Mg
++ Ca
++ Ba
++ Li
+ Cl
ndash
NO3ndash CO3
= HCO3
ndash y SO4
= (Araujo 2004)
2222 Hidrocarburos (Crudo)
Los hidrocarburos son compuestos formados por cadenas lineales o ramificadas
de carbonos unidas por enlaces de hidroacutegeno De acuerdo a las condiciones de
presioacuten y temperatura del yacimiento los hidrocarburos pueden encontrarse en
estado liacutequido o gaseoso Ademaacutes en el medio poroso de la roca el crudo
puede estar acompantildeado por trazas de oxiacutegeno nitroacutegeno azufre y ciertos
metales como el vanadio hierro niacutequel cobre entre otros (Bear 1972) Eacutestos
se clasifican en livianos medianos pesados y extra-pesados seguacuten sus dos
propiedades maacutes relevantes (densidad y gravedad degAPI) como se muestra en la
Tabla 21 (Araujo 2014)
Tabla 21 Gravedad API de los Hidrocarburos
Crudo Densidad
(gcm3)
degAPI
Extra-pesado gt 1 lt10
Pesado 10 - 092 1000 - 2230
Mediano 092 - 087 2230 - 3110
Ligero 087 - 083 3110 - 3900
Suacuteper Ligero lt 083 gt39
Fuente Araujo (2004)
223 Grados API
Es una escala de medicioacuten utilizada para hidrocarburos basaacutendose en su peso
especiacutefico es decir con relacioacuten al agua con la cual se define la calidad del
crudo (liviano mediano pesado extra-pesado) (PDVSA 2010)
224 Crudos Extra-pesados
El teacutermino se refiere a todo tipo de crudo cuya densidad medida en Gravedad
API es menor que 10degAPI es maacutes pesado que el agua y su viscosidad libre de
14
gas estaacute por debajo de los 10000 cP a temperatura de yacimiento y a presioacuten
atmosfeacuterica Posee ademaacutes un contenido aproximado de azufre de 35 y un
contenido de metales de aproximadamente 488 ppm (V Ni entre otros)
Debido a estas caracteriacutesticas el crudo extra-pesado tiene problemas de
movilidad tanto en el yacimiento como en la superficie
Tanto los crudos pesados como los extra-pesados se caracterizan entre otras
cosas por contener una elevada porcioacuten de fracciones de hidrocarburos de alto
peso molecular y tener un mayor contenido de heteroaacutetomos indeseables (S N
O entre otros)
En el oriente de Venezuela se encuentran las mayores reservas de este tipo de
crudo en el mundo depoacutesito conocido actualmente como Faja Petroliacutefera del
Orinoco En dicho depoacutesito las propiedades y calidades de los fluidos variacutean
considerablemente de norte a sur pudieacutendose encontrar hacia el norte crudos
pesados de unos 17degAPI y al sur crudos extra-pesados de hasta 4degAPI (Fiorillo
1987)
225 Recuperacioacuten Teacutermica
Proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las
acumulaciones subterraacuteneas (yacimiento) de compuestos orgaacutenicos con el
propoacutesito de producir hidrocarburos a traveacutes de los pozos
En el caso de petroacuteleos viscosos se utiliza calor para mejorar la eficiencia de
desplazamiento y su nivel de extraccioacuten La reduccioacuten de la viscosidad del
petroacuteleo que acompantildea al incremento de temperatura permite no solo que el
petroacuteleo fluya maacutes faacutecilmente sino tambieacuten resulta en una relacioacuten de movilidad
maacutes favorable durante te desplazamiento de petroacuteleo con agua (Bricentildeo 2015)
La figura 21 representa un ejemplo graacutefico de la viscosidad que puede
presentar un crudo en el yacimiento y la que adquiririacutea posteriormente al aplicar
15
alguacuten proceso teacutermico que le agregue un diferencial de temperatura extra al
yacimiento
Figura 21 Viscosidad del crudo vs Temperatura Fuente Puerta (2015)
Los beneficios obtenidos con los meacutetodos teacutermicos son la reduccioacuten de la
saturacioacuten del crudo residual a consecuencia de la expansioacuten teacutermica aumento
de la eficiencia areal por efecto de la mejora en la razoacuten movilidad destilacioacuten
con vapor y craqueo teacutermico
2251 Clasificacioacuten de los procesos de recuperacioacuten teacutermica
Los procesos teacutermicos de extraccioacuten utilizados hasta el presente se clasifican en
dos tipos aquellos que implican la inyeccioacuten de un fluido caliente en el
yacimiento y los que utilizan la generacioacuten de calor en el propio yacimiento A
estos uacuteltimos se les conoce como ldquoProcesos In Siturdquo entre los cuales cabe
mencionar el proceso de Combustioacuten In Situ Tambieacuten se pueden clasificar
como Desplazamientos Teacutermicos o Tratamientos de Estimulacioacuten Teacutermica
(Bricentildeo 2015)
22511 Inyeccioacuten de fluidos calientes
Los procesos de inyeccioacuten de fluidos calientes envuelven la inyeccioacuten de
fluidos previamente calentados en yacimientos relativamente friacuteos La variedad
de fluidos incluyen los maacutes comunes como el agua (tanto liacutequida como en
forma de vapor) y el aire hasta otros gases de combustioacuten y solventes (Bricentildeo
2015)
16
22512 Recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua caliente
La inyeccioacuten de agua caliente es un proceso teacutermico de desplazamiento es
probablemente el proceso teacutermico de recuperacioacuten maacutes simple y seguro En
algunos casos dependiendo de las caracteriacutesticas del yacimiento puede ser el
maacutes econoacutemico y ventajoso el proceso consiste en inyectar agua caliente a
traveacutes de un cierto nuacutemero de pozos y producir el petroacuteleo por otros Los pozos
de inyeccioacuten y produccioacuten se perforan en arreglos tal como en los procesos de
inyeccioacuten convencional de agua (waterflooding) o la inyeccioacuten continua de
vapor
La inyeccioacuten de agua caliente involucra el flujo de dos fases agua y petroacuteleo
En este sentido los elementos de la inyeccioacuten de agua caliente son
relativamente faacuteciles de describir ya que se trata baacutesicamente de un proceso de
desplazamiento en el cual el petroacuteleo es desplazado inmisciblemente tanto por
agua caliente como friacutea Se aplican a crudos relativamente viscosos
permitiendo asiacute mejorar las condiciones de desplazamiento desde yacimiento
hasta la superficie (Bricentildeo 2015)
Figura 22 Inyecciones de agua caliente Fuente Bricentildeo (2015)
226 Propiedades petrofiacutesicas de la roca
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la roca de yacimiento incluyen la permeabilidad y
la porosidad las cuales indican el comportamiento que puede describir la roca
al interactuar con los fluidos de yacimientos (Araujo 2004)
17
2261 Porosidad (120601)
La porosidad es una medida del espacio vaciacuteo existente entre granos dentro de
la roca expresada como una fraccioacuten (o porcentaje) del volumen total de la roca
Representa el porcentaje del volumen total de la roca que estaacute constituido por el
espacio poroso en la Tabla 22 se reportan algunos valores de porosidad de los
minerales que conforman los sistemas de yacimientos (Araujo 2004)
Tabla 22 Porosidad de los minerales de yacimientos
Material Porosidad
()
Arena 25 - 50
Limo 25 - 50
Arcilla 40 - 70
Basalto Fracturado 5 - 50
Dolomita 0 - 20
Roca Cristalizada Fracturada 0 - 10
Roca Cristalina Densa 0 - 5
Fuente Araujo (2004)
Los yacimientos con baja porosidad tienden a no ser explotables desde el punto
de vista econoacutemico siendo valores comunes de porosidad para formaciones
consolidadas entre 10 y 25 llegando hasta 50 o maacutes en arenas no
consolidadas (Araujo 2004)
2262 Permeabilidad (K)
La permeabilidad de un medio poroso es la habilidad que presenta eacuteste para
dejar pasar un fluido a traveacutes de sus poros interconectados yo red de fracturas
es decir es una caracteriacutestica de la roca Como la permeabilidad depende de la
continuidad de los poros no existe en teoriacutea una uacutenica relacioacuten entre la
porosidad absoluta de una roca y su permeabilidad (Araujo 2004)
2263 Saturacioacuten del fluido
Fraccioacuten del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes
(Araujo 2004) Se identifica Sw como saturacioacuten de agua y So saturacioacuten de
petroacuteleo
18
2264 Tapoacuten
Es una muestra de un nuacutecleo de arena no consolidada que es tomada de la
formacioacuten rocosa y que tiene forma similar a un cilindro empacada de tal
manera facilitando asiacute su manipulacioacuten y permitiendo el anaacutelisis experimental
de la misma (Araujo 2004)
227 Propiedades teacutermicas en los yacimientos
Las propiedades teacutermicas son de gran importancia debido a que son una parte
fundamental en el estudio de transporte de energiacutea en forma de calor en
sistemas roca-fluidos aplicado en la prediccioacuten de la explotacioacuten de
yacimientos petroliacuteferos Las propiedades maacutes importantes son las que se
describen a continuacioacuten
2271 Calor especiacutefico (Ce)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a una unidad por masa para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de correlaciones
o encontrarse tabulada Chevertenkov et al (2013) Su unidad de medida es
energiacutea en forma de calor entre unidad de masa por temperatura en escala de
laboratorio las unidades son JKg degC Se calcula con la siguiente ecuacioacuten
119862119890 = ((119872119907119888lowast119862119890119907119888)+(119872119905lowast119862119890119905lowast119879119894119905)))
119872119904lowast(119879119904minus119879119890) (Ec1)
Donde
Ce calor especiacutefico (JKg degC) Mvc masa del vaso calorimeacutetrico (Kg) Cevc
calor especiacutefico del vaso calorimeacutetrico (JKg degC) Mt masa del termoacutemetro
(Kg) Cet calor especiacutefico del termoacutemetro (JKg degC) Te temperatura (degC) y Ts
temperatura del soacutelido (degC)
2272 Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cv)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a la unidad de volumen para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de
correlaciones o encontrarse tabulada (Maiquiza 2008) Su unidad de medida es
19
energiacutea en forma de calor entre unidad de volumen por temperatura en escala
de laboratorio las unidades son (Jcm3degC) Su expresioacuten matemaacutetica
119862119907 = 120588 lowast 119862119890 (Ec2)
Donde
Cv capacidad caloriacutefica (Jcm3degC) ρ densidad (Kgcm3) Ce Calor especiacutefico
(JKg degC)
2273 Difusividad teacutermica (120630)
Esta determina la velocidad con la que se desplaza un frente de temperatura a
traveacutes del medio Chevertenkov et al (2013) Su unidad es medida es de aacuterea
entre tiempo a escala de laboratorio Las unidades son (m2s) Para obtener su
valor se emplea la siguiente ecuacioacuten
120572 = 119896
120588119862119890 (Ec3)
Donde
120572 difusividad teacutermica del material (m2s) K conductividad teacutermica
(JcmmindegC) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg
degC)
2274 Conductividad teacutermica (K)
Es una propiedad del material que indica la cantidad de calor transferida por
unidad de tiempo a traveacutes del material por unidad de aacuterea transversal normal un
gradiente unitario de temperatura bajo condiciones de estado estacionario y en
la ausencia de cualquier movimiento de fluido o partiacuteculas En general la
conductividad teacutermica de cualquier material variacutea con la presioacuten y la
temperatura En muchos caacutelculos de ingenieriacutea de yacimientos los valores
promedio sobre las condiciones esperadas son adecuados a menos que exista
un cambio de fase Prats (1987) Su unidad de medida es energiacutea en forma de
calor entre unidad de longitud por unidad de tiempo por temperatura en escala
20
de laboratorio las unidades son (JcmmindegC) Se calcula mediante la siguiente
operacioacuten
119870 = 120572 lowast 120588 lowast 119862119890 (Ec4)
Donde
K conductividad teacutermica (JcmmindegC) 120572 difusividad teacutermica del material
(m2s) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg degC)
22741 Conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se obtiene mediante una relacioacuten propuesta por Cragoe (ecuacioacuten 5) para
fracciones de petroacuteleos y mezclas de hidrocarburos en general
119870119900 =00677(1minus0000(119879minus32))
radicγo (Ec5)
Donde Ko conductividad teacutermica (BTUhrmiddotpiemiddotdegF) T temperatura (degF) γo
gravedad especiacutefica del petroacuteleo Posteriormente llevado a las unidades de labo-
ratorio
22742 Conductividad teacutermica del agua
Se obtiene a partir de una interpolacioacuten con los valores reportados en una
tabla en la paacutegina web de la faculta de ingenieriacutea de la Universidad de
Buenos Aires
21
Tabla 23 Valores de conductividad teacutermica del agua
228 Calorimetriacutea
La calorimetriacutea se basa en la medicioacuten del calor a traveacutes del principio en que
dos sustancias que inicialmente estaacuten a diferentes temperaturas buscaraacuten
estabilizarse teacutermicamente sin cambiar de fase o composicioacuten transfiriendo
calor dentro del sistema hasta alcanzar una temperatura de equilibrio esta se
puede realizar a traveacutes de un recipiente adiabaacutetico donde la energiacutea no puede
atravesar el sistema aunque este tipo de sistemas no existen en la realidad lo
maacutes parecido es un termo Un caloriacutemetro es una especie de olla con tapa
conserva bien el friacuteo y el calor (Fourty 2013)
Se usa la medicioacuten del calor para evaluar el calor especiacutefico (a traveacutes de la
ecuacioacuten 1) y una vez obtenido el calor especiacutefico a traveacutes de la calorimetriacutea se
puede determinar la capacidad caloriacutefica (mediante la ecuacioacuten 2) de una
sustancia soacutelida o liacutequida
229 Transferencia de calor
Es un proceso por el que se intercambia energiacutea en forma de calor entre
distintos cuerpos o entre diferentes partes de un mismo cuerpo que estaacuten a
distinta temperatura y fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a
regiones de bajas temperaturas El calor se transfiere mediante conveccioacuten
22
radiacioacuten o conduccioacuten Aunque estos tres procesos pueden tener lugar
simultaacuteneamente puede ocurrir que uno de los mecanismos predomine sobre
los otros dos (Bricentildeo 2015)
2291 Meacutetodos de transferencia de calor
Por definicioacuten calor es la energiacutea que se transfiere como resultado de una
diferencia o gradiente de temperatura Matemaacuteticamente es una cantidad
vectorial que fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a regiones de
bajas temperaturas (Maiquiza 2008) Los mecanismos baacutesicos de transferencia
de calor son
22911 Conduccioacuten
Es la transferencia de calor de una parte de un cuerpo a alta temperatura a otra
parte del mismo a menor temperatura o de un cuerpo a alta temperatura a otro
cuerpo a menor temperatura en contacto fiacutesico con eacutel La ley fiacutesica que
describe el calor por conduccioacuten se conoce como la primera Ley de Fourier
propuesta en 1822 (Bricentildeo 2015)
22912 Radiacioacuten
Es el proceso por el cual el calor es transferido por ondas electromagneacuteticas
(Bricentildeo 2015)
22913 Conveccioacuten
La transferencia de energiacutea en forma de calor se da desde una superficie hacia
un fluido (gas o liacutequido) en movimiento o del fluido en movimiento hacia la
superficie en contacto con eacutel o de una parte de fluido en movimiento a mayor
temperatura hacia otra parte del mismo fluido a menor temperatura Si el
movimiento del fluido se debe a la aplicacioacuten de alguna fuerza (bomba
abanico etc) se dice que existe conveccioacuten forzada Si el fluido se mueve por
diferencia de densidades debido a diferencias de temperaturas se dice que hay
conveccioacuten libre (Maiquiza 2008) Ejemplo flujo de agua caliente vapor que
condensa en direccioacuten del flujo
23
2210 Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN)
La RMN se basa en la respuesta de los nuacutecleos de hidroacutegeno cuando son
expuestos a un campo magneacutetico de alta homogeneidad Su principio fiacutesico
consta de un nuacutecleo de un elemento cuando es colocado bajo el efecto de un
campo magneacutetico este se puede alinear en la misma direccioacuten del campo o en
contra de eacutel diferenciaacutendose dos estados de energiacutea en donde el nivel de baja
energiacutea tambieacuten es denominado estado de equilibrio Debido a que la diferencia
entre ambos estados de equilibrio es muy pequentildea ciertas perturbaciones hacen
que los aacutetomos cambien faacutecilmente de un estado de energiacutea a otro (se crea una
situacioacuten de resonancia) emitiendo cierta cantidad de radiacioacuten en este proceso
siendo estas ondas lo que se capta en una herramienta de RMN lo cual
constituye el principio fiacutesico de su funcionamiento
El nuacutecleo de hidroacutegeno se puede considerar como una barra imantada cuyo eje
magneacutetico estaacute alineado con el eje del momento rotacional del nuacutecleo Cuando
no existe la influencia de ninguacuten campo magneacutetico los nuacutecleos estaacuten alineados
al azar El hidroacutegeno posee momento magneacutetico y es un elemento abundante
en los fluidos contenidos en el espacio poroso de las rocas Las herramientas de
RMN desarrolladas hasta ahora para la evaluacioacuten de formaciones son aplicadas
a la manipulacioacuten de nuacutecleos de hidroacutegeno el cual posee un solo protoacuten Grillo
et al (2014)
2211 Simulacioacuten de yacimientos
La simulacioacuten de yacimientos es una ciencia que combina la fiacutesica la
matemaacutetica la geologiacutea la ingenieriacutea de yacimientos y programacioacuten de
computadores para desarrollar herramientas que pronostiquen el
comportamiento de los yacimientos de hidrocarburos bajo diferentes
condiciones de operacioacuten (Sepuacutelveda 2005)
Esta ciencia es indispensable para obtener predicciones aproximadas del
desarrollo de un yacimiento Dicha necesidad nace del hecho que un proyecto
de recuperacioacuten de un campo de hidrocarburos involucra una inversioacuten de
24
cientos de millones de doacutelares y presenta varios riesgos que estaacuten asociados con
el desarrollo seleccionado y por tanto se precisa la evaluacioacuten y minimizacioacuten
de dichos riesgos Los factores que contribuyen al riesgo incluyen
Complejidad del yacimiento debido a las propiedades de
heterogeneidad y anisotropiacutea de las rocas
Variaciones regionales del flujo de fluidos y caracteriacutesticas de las
curvas de permeabilidades relativas
Complejidad del mecanismo de recobro de hidrocarburos
Aplicabilidad de otros meacutetodos predictivos limitados e inapropiados
22111 Etapas para la simulacioacuten de yacimientos
Para la creacioacuten de un modelo de simulacioacuten de yacimientos que permita
predecir el comportamiento del flujo de fluidos en el medio poroso se requiere
generar una representacioacuten del yacimiento a partir de datos geoloacutegicos
geofiacutesicos y de ingenieriacutea para crear el modelo estaacutetico Posteriormente integrar
esta informacioacuten geoloacutegica con la descripcioacuten de comportamiento
termodinaacutemico de los fluidos para estimar los voluacutemenes en sitio y finalmente
lograr aproximar el comportamiento del yacimiento a traveacutes de un modelo
dinaacutemico que permita evaluar distintos escenarios de explotacioacuten de las
reservas del yacimiento
En el modelo estaacutetico estaacute conformado por diversos sub-modelos los cuales se
trabajan por separado y luego se uniraacuten para formarlo
Modelo estructural este describe la geometriacutea del yacimiento como
fallas discontinuidad en las capas liacutemites del yacimiento
Modelo sedimentoloacutegico y estratigraacutefico caracteriacutesticas de la formacioacuten
productora liacutemites del yacimiento caracteriacutesticas del acuiacutefero ambiente
sedimentario predominante
25
Modelo petrofiacutesico contiene los datos de porosidad permeabilidad
volumen de arcilla saturacioacuten irreducible de agua y saturacioacuten de agua
movible (Sepuacutelveda 2005)
Modelo geomecaacutenico constituye una recoleccioacuten de los datos
necesarios para efectuar predicciones cuantitativas y cualitativas del
comportamiento esfuerzo-deformacioacuten de la roca yacimiento Estos
datos incluyen los esfuerzos presentes en el subsuelo la presioacuten de poro
las propiedades elaacutesticas la resistencia y la estructura de las rocas y
datos numeacutericos tales como la presencia de un intenso fracturamiento
natural (Cook 2016)
El modelo dinaacutemico se encarga de estudiar la hidraacuteulica de los fluidos
dentro del medio poroso el comportamiento de las presiones la
produccioacuten y el efecto de cada una de las variables involucradas en el
proceso permitiendo identificar el mejor escenario para la produccioacuten
eficiente del yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
Primero se identifican las condiciones iniciales y de frontera del modelo de
simulacioacuten luego se realiza una inicializacioacuten para reproducir las condiciones
originales de los fluidos presentes en el yacimiento posteriormente se ejecuta el
ajuste histoacuterico esto para comprobar la calidad del modelo una vez realizado
esto se puede llevar a cabo las respectivas predicciones del comportamiento del
modelo en el futuro (Sepuacutelveda 2005)
22112 Mecanismos de desplazamiento
Para obtener una descripcioacuten fiacutesica del yacimiento real es necesario conocer el
mecanismo de desplazamiento predominante (compresibilidad de la roca
liberacioacuten de gas en solucioacuten segregacioacuten de gas gravitacional empuje por
capa de gas y empuje hidraacuteulico) de acuerdo a esto el modelo debe representar
esta caiacuteda de presioacuten en el yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
26
22113 Propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades petrofiacutesicas se determinan en el laboratorio con pequentildeos
nuacutecleos obtenidos del yacimiento estas deben ser representativas del
yacimiento Para asegurar una mayor precisioacuten en estos datos se puede obtener
informacioacuten complementaria de estas propiedades Dicha informacioacuten la
proporcionan los registros geofiacutesicos y los anaacutelisis de prueba de presioacuten
Ademaacutes existen correlaciones numeacutericas para la obtencioacuten de estas
propiedades y pueden ser de utilidad en cuando no se tengan datos disponibles
(Sepuacutelveda 2005)
Los datos petrofiacutesicos que se necesitan para efectuar una simulacioacuten son
Porosidades
Permeabilidades
Saturaciones de agua petroacuteleo y gas
Presioacuten capilar entre diferentes interfaces
Permeabilidad relativa al agua petroacuteleo y al gas
Compresibilidad de la formacioacuten
22114 Propiedades PVT de los fluidos
Las propiedades de los fluidos son tambieacuten obtenidas en el laboratorio por
medio de muestras obtenidas de los pozos Para poder lograr una descripcioacuten
termodinaacutemica aceptable deben de realizarse tomas de muestras vaacutelidas y
representativas del fluido de yacimiento posteriormente someter las muestras a
condiciones de presioacuten volumen y temperatura que imiten las condiciones del
subsuelo para reproducir el comportamiento de los fluidos que permitan realizar
pronoacutesticos de produccioacuten durante la simulacioacuten numeacuterica (Sepuacutelveda 2005)
Las propiedades de los fluidos que generalmente se requieren en un trabajo de
simulacioacuten son
Factores de volumen del agua del petroacuteleo y del gas (Bw Bo Bg)
27
Relacioacuten de solubilidad del gas en el petroacuteleo y en el agua (Rso Rsw)
Viscosidades del agua del petroacuteleo y del gas (μw μo μg)
Compresibilidad del agua del petroacuteleo y del gas (Cw Co Cg)
Comportamiento de fases
Presioacuten de saturacioacuten
22115 Datos de produccioacuten
Cuando se trata de hacer un ajuste del modelo con la historia del yacimiento se
requieren conocer el meacutetodo de produccioacuten y la declinacioacuten de la presioacuten Estos
datos de produccioacuten que se necesitan para cada pozo se pueden desglosar en
los siguientes puntos
Flujo de petroacuteleo vs Tiempo
Flujo de gas vs Tiempo
Flujo de agua vs Tiempo
Presiones vs Tiempo
Ademaacutes es preciso contar con los iacutendices de productividad y si es el caso con
los iacutendices de inyeccioacuten de los pozos que integran el yacimiento En la praacutectica
generalmente se cuenta con un registro completo de la tasa de produccioacuten de
petroacuteleo de cada pozo pero no pasa lo mismo con los datos de produccioacuten de
gas y de agua cuya informacioacuten la mayoriacutea de las veces es limitada Por ello se
necesita que con los datos disponibles se elabore una graacutefica como la que se
presenta en la Figura 23 que permita interpolando obtener una informacioacuten
maacutes completa
28
Figura 23 Graacutefica tasas de fluidos en funcioacuten del tiempo (Sepuacutelveda 2005)
22116 Simulador de recuperacioacuten teacutermica
Este tipo de modelo se utiliza para simular el comportamiento de los
yacimientos sujetos a alguacuten proceso de recuperacioacuten mejorada por medio de
meacutetodos teacutermicos cuyo objetivo principal es proporcionar energiacutea caloriacutefica al
petroacuteleo con el fin de disminuir su viscosidad y de esta forma facilitar su flujo
hacia los pozos productores Este tipo de meacutetodos puede clasificarse en
Inyeccioacuten de fluidos calientes que pueden ser agua caliente o vapor
Combustioacuten en sitio
Calentamiento electromagneacutetico
Los simuladores que se emplean para este tipo de procesos son complejos
pues requieren el uso de correlaciones que describan las propiedades PVT de
los fluidos para n-componentes como funcioacuten de la presioacuten de la temperatura y
de la composicioacuten (Sepuacutelveda 2005)
22117 Descripcioacuten de la herramienta de simulacioacuten numeacuterica
Por sus siglas en ingleacutes ldquoComputer Modelling Grouprdquo (CMG) es una empresa
de simulacioacuten de yacimientos canadiense la cual cuenta con diferentes
softwares para la simulacioacuten de diferentes tipos de yacimientos
221171 BUILDERreg
Es el pre-procesador en 2D y 3D estaacute basada en MS-Windows que puede ser
usada para crear los datos de entrada dat (aset) para los simuladores los cuales
29
son IMEXreg GEMreg y STARSreg soportados por Builder Este cubre todas las
aacutereas de los datos de entrada en una interfaz sencilla para el usuario
incluyendo crear e importar celdas y propiedades de celda localizando pozos
importando los datos de produccioacuten o creando modelos de fluidos propiedades
roca-fluidos y condiciones iniciales A continuacioacuten se describe el empleado en
este trabajo
221172 STARSreg
Por sus siglas en ingleacutes ldquoSteam Thermal and Advanced Proceses Reservoir
Simulatorrdquo es el simulador pseudocomposicional utiliza valores-k teacutermico e
isoteacutermico quiacutemico y geomecaacutenico usados para analizar yacimientos
estimulados por quiacutemicos e ideal para modelar procesos de recuperacioacuten
avanzada que implica la inyeccioacuten de vapor solventes aire y quiacutemicos Su
cineacutetica de reaccioacuten robusta y capacidades geomecaacutenicas lo hacen el simulador
de yacimientos maacutes completo y flexible disponible en el mercado para modelar
los procesos de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo y gas
221173 RESULTSreg
Es un post-procesador donde se permite la visualizacioacuten y animacioacuten de los
resultados en 2D y 3D como graacuteficos y videos (CMG 2015)
2212 Sistema integral
Es aquel sistemas donde el valor de conductividad fue obtenido al estudiar un
tapoacuten saturado de fluidos (agua a saturacioacuten de agua residual y el resto del vo-
lumen poroso ocupado por petroacuteleo) es decir representa el sistema roca-fluido
evaluado como un elemento
2213 Sistema discreto
El escenario donde cada uno de los componentes del sistema (arena agua y
crudo) son estudiados por separado para obtener el valor de conductividad teacuter-
mica de cada elemento
30
2214 Modelo integral
Es aquel modelo que se genera en el simulador al introducir un uacutenico y mismo
valor de conductividad teacutermica para cada uno de los elementos presentes (flui-
dos y roca) Es decir la conductividades teacutermicas son iguales (Kr = Ko = Kw) y
es el valor obtenido del sistema integral
2215 Modelo discreto
Es aquel modelo que en el que se asigna el respectivo valor de conductividad
teacutermica a cada fase o elemento presente
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos
De los cuatro paraacutemetros teacutermicos propuesto para estudiar (calor
especiacutefico capacidad caloriacutefica volumeacutetrica difusividad teacutermica y
conductividad teacutermica) se realiza la introduccioacuten directa al simulador
de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y conductividad teacutermica e
indirectamente de calor especiacutefico y difusividad teacutermica ya que estos
valores son necesarios para la obtencioacuten de los paraacutemetros a introducir
El simulador solo admite el valor de capacidad caloriacutefica volumetriacutea de
la roca sin fluidos
Es importante acotar que para efecto del presente trabajo de
investigacioacuten se ha estudiado solo el caso de saturacioacuten de la muestra
con agua y petroacuteleo Por lo tanto no se hace referencia a las ecuaciones
ni keywords que representan a la fase gaseosa o soacutelida
Al realizar el estudio de RMN y calorimetriacutea para la obtencioacuten de los
paraacutemetros teacutermicos (del sistema no consolidado con fluido) la
muestra se encontraba a la saturacioacuten de agua y petroacuteleo inicial y no se
verificoacute si ocurrioacute alguna variacioacuten de la saturacioacuten del agua por efecto
del aumento de temperatura (evaporacioacuten) tampoco fue estudiado la
31
variacioacuten de los valores de paraacutemetros teacutermicos al realizar el aumento
de la saturacioacuten de agua (barrido de la prueba de desplazamiento)
consideraacutendose dicha variable en el caacutelculo de la conductividad total
del sistema
El simulador emplea las siguientes ecuaciones para el caacutelculo de
capacidad caloriacutefica total y de conductividad teacutermica total
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total
La capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total se calcula con STARSreg mediante una
ponderacioacuten (por volumen) de las capacidades caloriacuteficas de las fases presentes
en el sistema se introduce el valor de la capacidad de la roca y el valor de las
capacidades de los fluidos es calculado internamente por el simulador a partir
de los datos PVT donde calcula los calores especiacuteficos que obtiene a traveacutes de
las entalpias y lo multiplica por los valores de densidad Se calcula mediante la
siguiente ecuacioacuten
119862119907119905119900119905119886119897 = (1ndash 120593119907) middot 119862119907119903 + 120593119891 (119878119908 middot 119862119907119908 + 119878119900 middot 119862119907119900) (Ec6)
Doacutende
119862119907119903 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca 119862119907w capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica del agua 119862119907119900 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica del petroacuteleo 120593119907
corresponde a la porosidad del vaciacuteo (soacutelido maacutes fluidos) 120593119891 corresponde a la
porosidad de los fluidos (fluidos solamente)
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total
Para el caacutelculo de la conductividad teacutermica total THCONMIX existen 3
meacutetodos o ecuaciones que se utilizan para mezclar las conductividades teacutermicas
de la roca y de las fases Las opciones de mezclado afectan los valores de
conductividad teacutermica de la roca y fases A continuacioacuten se presentan las
opciones que posee el simulador para realizar este caacutelculo
32
221612 Simple
Al habilitar esta opcioacuten se pueden introducir los valores de forma integral
(asignando el mismo valor de conductividad a los elementos presentes en este
caso roca thconr agua thconw y crudo thcono) para especificar una
conductividad teacutermica constante (independiente de la porosidad saturacioacuten y
temperatura) Este escenario resulta apropiado cuando la conduccioacuten teacutermica no
aporta de manera significativa al proceso de recuperacioacuten por ej casos a
escala de campo con gradientes de temperatura modestas entre bloques
De lo contrario para el caso de los modelos discretos se asigna el respectivo
valor de conductividad de cada elemento (rocas y fases)
La ecuacioacuten de mezclado ponderada por volumen SIMPLE de la
conductividad teacutermica es
119870119898119894119909 = 120593119891(119870119908119878119908 + 119870119900119878119900) + (1 minus 120593119907)119870119903 (Ec7)
Doacutende
119870119908 conductividad teacutermica del agua 119870119900 conductividad teacutermica del petroacuteleo 119870119903
conductividad teacutermica de la roca
221613 Complex
La palabra clave COMPLEX especifica el mezclado de las conductividades
teacutermicas de la roca y las fases Al contrario que el caso Simple se requiere
especificar las respectivas propiedades teacutermicas para cada fase presente
Mezcla no lineal
Las conductividades teacutermicas se ponderan mediante uso de la correlacioacuten de
Anand (1973) El valor de la conductividad teacutermica de la mezcla de liacutequido-
roca (kLminusr) se expresa de la siguiente manera
33
kLminusr = (So ko+Sw kw)
(So+Sw)lowast
(kr
(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)028minus0757lowastlog10emptyminus0057lowastlog10(
kr(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)
(Ec8)
221614 Temper
La opcioacuten TEMPER especifica el tipo de mezclado COMPLEX con una
correccioacuten de temperatura adicional Somerton (1974) realiza una correccioacuten
por efecto de temperatura En el simulador STARSreg esta modificacioacuten se
puede realizar despueacutes de calcular el valor de la conductividad teacutermica de la
mezcla de liacutequido-roca La unidad de κ se expresa en Jm-diacutea-degK y la unidad de
temperatura es (degK)
k = kLminusr ndash17524x10minus5(TndashTr)( kLminusr ndash 119616)kLminusrminus064kLminusr(18 lowast 10minus3 middot T)minus36784lowast10minus6lowast kLminusr
(Ec9)
Donde
T valor de la temperatura respectivo a cada espacio de tiempo (degK) Tr
temperatura de referencia (degK)
Temperatura que corresponde a los siguientes datos de entrada
1 Datos de densidad liacutequida (MOLDEN MASSDEN o MOLVOL)
2 Datos de entalpiacutea de la fase liacutequida y fase gas (CPL1 CPG1 etc)
3 Capacidad de formacioacuten de calor (ROCKCP)
4 Datos de conductividad (thconr thconw thcono)
Esta opcioacuten de dependencia de temperatura se considera obsoleta y ha sido
reemplazada efectivamente por la palabra clave THCONTAB
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB)
Es una opcioacuten que se encuentra en la misma ventana donde se ingresa los
valores de conductividad de cada fase (ver la parte inferior de la figura 414) Al
habilitarla permite seleccionar si los valores de conductividad a ingresar son
isotroacutepicos o anisotroacutepicos Al seleccionar la opcioacuten conductividad isotroacutepica
34
permite especificar los valores de conductividad de roca agua petroacuteleo gas y
soacutelido (Kr Kw Ko Kg y Ks) correspondiente a cada valor de temperatura
considerando que conserva la misma magnitud en cualquier direccioacuten Al
seleccionar la opcioacuten conductividad anisotroacutepica permite ademaacutes de especificar
los valores de conductividad en las direcciones i j k de cada fase a una
respectiva temperatura se puede considerar la variacioacuten de la magnitud en las
distintas direcciones espaciales
No se puede usar las palabras claves THCONMIX TEMPER con esta
opcioacuten Si solamente hay una fila la conductividad teacutermica no variacutea con la
temperatura Las entradas de temperatura deben colocarse en orden creciente y
espaciada de manera uniforme
Al habilitar THCONTAB se especifica valores de la roca y de todos los
fluidos esto anula y reemplaza los valores especificados por las palabras claves
thconr thconw y thcono
35
CAPIacuteTULO III
AacuteREA DE ESTUDIO
31 Descripcioacuten del aacuterea de estudio
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco
La Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se encuentra localizada en el aacuterea central
de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela y se extiende entre los estados
Monagas Anzoaacutetegui y Guaacuterico a unos 450 Km de Caracas Distrito Capital de
la Repuacuteblica Como puede observarse en la figura 31 en la actualidad se
encuentra dividida en cuatro (4) aacutereas de produccioacuten denominadas Boyacaacute
Juniacuten Ayacucho y Carabobo con una extensioacuten total de 55314 Km2 (de los
cuales 11555 Km2 se encuentran bajo produccioacuten de crudo extra-pesado) y
limita al sur con el riacuteo Orinoco (Puerta 2015)
Figura 31 Faja Petroliacutefera del Orinoco Fuente Puerta (2015)
36
312 Aacuterea de Carabobo
El aacuterea correspondiente a Carabobo consiste en una franja que se extiende
desde el sureste del Estado Anzoaacutetegui cubriendo toda la parte meridional del
estado Monagas con una longitud de alrededor de 160 Km por unos 45 Km de
ancho Como puede apreciarse en la Figura 32 el aacuterea Carabobo limita al norte
con las llanuras surentildeas del estado Monagas al sur con el riacuteo Orinoco al este
con el estado Delta Amacuro y al oeste con el aacuterea Ayacucho de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco (Puerta 2015)
Figura 32 Aacuterea de Carabobo y sus liacutemites territoriales Fuente Puerta (2015)
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas
El aacuterea de Carabobo forma parte del flanco sur de la cuenca sedimentaria
oriental de
Venezuela Eacutesta es una cuenca asimeacutetrica cuyo eje mayor va en direccioacuten este-
oeste su origen se remonta al periacuteodo Paleozoico y que en los periacuteodos
siguientes fue adquiriendo su configuracioacuten actual completaacutendose desde el
Terciario hasta el presente (Puerta 2015)
La Cuenca Oriental de Venezuela constituye la segunda cuenca petroliacutefera en
importancia para el paiacutes entre las cuatro existentes y estaacute delimitada hacia el
norte por la Cordillera de la Costa al sur por el Macizo Guayaneacutes al este por la
37
plataforma del Delta del Orinoco y al oeste por el lineamiento de El Bauacutel tal y
como se puede apreciar en la figura 33
Figura 33 Cuencas Petroliacuteferas de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela Fuente Puerta
(2015)
314 Estratigrafiacutea regional
La columna estratigraacutefica de Carabobo comienza con un complejo iacutegneo-
metamoacuterfico de edad pre-caacutembrica que se constituye como Basamento Le
sigue en contacto discordante la Formacioacuten Oficina de edad Mioceno Inferior a
Medio con sus cuatros miembros como son Morichal Yabo Jobo y Piloacuten
siguiendo la Formacioacuten Freites de edad Mioceno Superior y por uacuteltimo las
Formaciones Las Piedras-Mesa que corresponden al Plioceno-Pleistoceno y que
no es posible diferenciarlas en el aacuterea (Puerta 2015)
315 Miembro Morichal
Es el maacutes profundo de todos representado por una secuencia de arenas
transgresivas cuarzosas de color marroacuten de grano medio con pobre
escogimiento poco consolidadas intercaladas con capas de lutitas y limolitas
con presencia de intervalos de carboacuten Hacia la base del intervalo existen arenas
masivas poco consolidadas asociadas a un ambiente fluvial donde pueden
encontrarse espesores importantes mientras que en la seccioacuten media y superior
38
se observan arenas intercaladas con lutitas y limolitas con presencia de
carbones que fueron depositados en un ambiente deltaico en el que los
espesores de arena son menores Hacia el este de Carabobo el miembro
Morichal se va reduciendo hasta desaparecer y acuntildearse contra el Alto de
Uverito El contacto inferior es discordante con el basamento iacutegneo-
metamoacuterfico al sur y con el Cretaacutecico al norte y concordante en el tope con el
miembro Yabo de la misma formacioacuten (Puerta 2015)
A continuacioacuten se muestra en la figura 34 la columna estratigraacutefica tipo para el
aacuterea de Carabobo presentado en profundidad y edad geoloacutegica
Figura 34 Configuracioacuten Estructural Fuente Archivos de Petroindependencia SA
En cuanto a la configuracioacuten estructural se interpreta mediante informacioacuten
siacutesmica que consiste en un suave e irregular homoclinal fallado de rumbo este-
oeste a norestesuroeste con un buzamiento general al norte-noroeste con un
aacutengulo que oscila entre 2ordm y 4ordm Fallas de tipo normal afectan principalmente al
basamento y la parte inferior de la Formacioacuten Oficina por lo que se interpreta
que eacutestas se originaron antes de la sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y
se reactivaron con cada evento tectoacutenico que ocurrioacute desde el Mioceno hasta el
presente asiacute como tambieacuten se formaron nuevas fallas que afectan uacutenicamente la
secuencia sedimentaria El fallamiento principal tiene orientacioacuten noreste-
39
suroeste y buzamientos al suroeste y sureste Tambieacuten se observan algunas
fallas de orientacioacuten noroeste-sureste esteoeste y norte-sur con buzamientos de
orientacioacuten variable Las fallas del basamento se formaron antes de la
sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y se reactivaron con cada evento
tectoacutenico que ocurrioacute al norte de Venezuela entre las placas Caribe y
Sudameacuterica desde el Mioceno al presente asiacute como tambieacuten se formaron
nuevas fallas que solo afectan a la secuencia sedimentaria El desplazamiento
vertical de las fallas que afectan el basamento y la parte inferior de la secuencia
sedimentaria variacutea de 50 a 200 pies (Puerta 2015)
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas
Los principales yacimientos del aacuterea de Carabobo corresponden a las unidades
inferior medio y superior del miembro Morichal de la Formacioacuten Oficina
dicha seccioacuten posee desde 200 hasta 1100 pies de espesor a lo largo de toda el
aacuterea Estas arenas fueron originadas de las tierras altas de Guayana al Sur del
Orinoco en donde los riacuteos que fluiacutean hacia el norte arrastraron las arenas y
fueron depositadas como una sucesioacuten de canales fluviales deltas y ambientes
marinos someros La zona maacutes profunda Morichal Inferior es un depoacutesito
fluvial de arenas que por lo general presenta una orientacioacuten Norte-Sur
Morichal Medio por su parte es una unidad de arena de origen fluvio-deltaico
que se acuntildea hacia la zona central de las aacutereas sur y noreste La unidad Superior
es una seccioacuten de arena deltaica a marino somera que predomina en las aacutereas
sur y este de Carabobo En el caso de los miembros Jobo y Piloacuten eacutestos tambieacuten
poseen acumulaciones de hidrocarburos importantes pero se consideran como
secundarias en el aacuterea de la empresa mixta (Puerta 2015)
40
CAPIacuteTULO IV
MARCO METODOLOacuteGICO
41 Tipo de la investigacioacuten
La modalidad de la investigacioacuten cumple con las caracteriacutesticas del tipo
evaluativo
Seguacuten el autor (Zapata 2013) define
ldquoProceso sistemaacutetico disentildeado intencional y teacutecnicamente de recogida de
informacioacuten valiosa vaacutelida y fiable orientado a valorar la calidad y los logros
de un programa como base para la posterior toma de decisiones de mejora tanto
del programa como del personal implicado y de modo indirecto del cuerpo
social en el que se encuentra inmersordquo
En esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten numeacuterica
con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un sistema en el
que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y continua para a
su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y calorimetriacutea
para determinar dichas propiedades teacutermicas
42 Disentildeo de la investigacioacuten
La investigacioacuten se fundamenta bajo los principios de un disentildeo experimental
Seguacuten el autor Arias (2012) define
41
ldquoEl disentildeo experimental es aquel donde el investigador manipula una variable
experimental no comprobada bajo condiciones estrictamente controladas Su
objetivo es describir de queacute modo y porque causa se produce o puede
producirse un fenoacutemeno Busca predecir el futuro elaborar pronoacutesticos que una
vez confirmados se convierten en leyes y generalizaciones tendentes a
incrementar el cuacutemulo de conocimientos pedagoacutegicos y el mejoramiento de la
accioacuten educativardquo
Entonces al realizar los distintos tipos de simulaciones con los respectivos
anaacutelisis de sensibilidad se estaacute realizando experimentos con el fin de evaluar la
influencia del fenoacutemeno fiacutesico de transferencia de calor mediante el simulador
STARSreg alimentado por los datos obtenidos de pruebas de laboratorio
utilizando mediciones de propiedades teacutermicas de un sistema continuo y
discreto para la prediccioacuten del comportamiento del yacimiento al aplicar
meacutetodos de recuperacioacuten mejorada
43 Procedimiento metodoloacutegico
El presente estudio estaacute conformado en esencia por cinco fases las cuales a su
vez se componen internamente en diferentes etapas que cumplen con funciones
vitales para alcanzar de manera eficaz el objetivo general de la investigacioacuten
En la Figura 41 es posible observar el avance del estudio de acuerdo a sus (5)
fases
42
Figura 41 Fases de la metodologiacutea aplicada
431 Revisioacuten bibliograacutefica
En esta fase se llevoacute a cabo una revisioacuten bibliograacutefica necesaria para la
compresioacuten y realizacioacuten de la investigacioacuten todo relacionado a los meacutetodos de
recuperacioacuten teacutermicos simulacioacuten numeacuterica de yacimientos y paraacutemetros
teacutermicos
El material bibliograacutefico consultado comprende publicaciones libros revistas
y manuales teacutecnicos de diversas fuentes nacionales e internacionales como
PDVSA PDVSA-INTEVEP SPE SCHLUMBERGER entre otros Trabajos
especiales de grado de universidades nacionales como la UCV LUZ y UNEF e
internacionales como la USCO y EPN tambieacuten aportaron valiosa informacioacuten
Ademaacutes fue indispensable el estudio de manuales y guiacuteas como los de
FEDUPEL para la redaccioacuten y metodologiacutea de redaccioacuten del trabajo y CMG del
cual se obtuvieron las instrucciones para el uso de la herramienta y las
ecuaciones que emplea el simulador
43
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten
A continuacioacuten se presentan los procedimientos ejecutados por (Doumat 2016)
donde se obtuvieron los datos necesarios para alimentar el simulador por ello
se presenta una explicacioacuten amplia de todo el proceso
Preparacioacuten del tapoacuten para la simulacioacuten fiacutesica
El tapoacuten fue tomado directamente de cortes de nuacutecleos pertenecientes al Campo
Petrocarabobo utilizando un cilindro metaacutelico para la toma de muestra estos
estaban a una presioacuten de yacimiento de 1400 psi Se trabajoacute con nuacutecleos
uniformes que no estuviesen agrietados ya que las grietas son consideradas
una alteracioacuten del medio poroso debido a que es un espacio donde se puede
almacenar fluido y no es natural del sistema En la Tabla 41 informacioacuten de la
muestra tomada
Tabla 41 Valores de las dimensiones de las muestra a estudiar
Profundidad
(Pies)
Longitud
(cm)
Diaacutemetro
(cm)
Aacuterea
(cm3)
3117 415 376 1110
Antes de ser sometida a las pruebas la muestra debe ser sometida a la presioacuten de
confinamiento empleando para ello un sistema coreholder (celda topes manga
de vitoacuten) como se muestra en la Figura 42 El sistema se coloca dentro de la
celda de confinamiento se antildeade agua hasta cubrirlo completamente y se
acopla la rosca superior de la celda Luego a traveacutes de la bomba de inyeccioacuten
automaacutetica (tipo jeringa modelo Teledyne Isco 500D) se comienza a
proporcionar presioacuten mediante el llenado de la celda con el fluido de
confinamiento (agua) hasta alcanzar el valor deseado (en este caso 1400 lpc) y
una vez alcanzado este valor se detiene la bomba y se retira la muestra de la
celda
44
Figura 42 Sistema para confinamiento de muestras de roca no consolidadas Fuente Intevep
SA Centro de Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
Una vez confinadas la muestra se empaqueta con material termoencogible (ya
que no ejerce influencia sobre los resultados obtenidos en las pruebas
realizadas) Para esto fue necesario cortar un pedazo del material en forma
ciliacutendrica de aproximadamente 5 cm de longitud y 4 cm de diaacutemetro el material
se adaptoacute al tapoacuten con ayuda de un soporte metaacutelico que se ajustoacute al tamantildeo de
la muestra a empaquetar (Figura 43)
Figura 43 Proceso completo de empaque de muestras Fuente PDVSA-Intevep
La dimensioacuten de este cilindro de muestra (tapoacuten) se debe ajustar al
portamuestra (coreholder o celda triaxial) del simulador fiacutesico de yacimientos
45
en el que posteriormente se realizaraacuten las etapas de desplazamiento de fluidos
(maacuteximo 70 cm de longitud por 37 cm de diaacutemetro)
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para RMN
Una vez preparados los tapones se definieron las condiciones de ensayo (T2
TAU min diff y Ns) las cuales se establecieron a partir de pruebas empleando
la teacutecnica de RMN en el equipo RMN-Maran DRX 2 (Figura 44) a fin de
obtener los valores de difusividad teacutermica del sistema en consideracioacuten
Donde
T2 Es el tiempo de relajacioacuten necesario para reorientar los protones en la
direccioacuten del campo magneacutetico perturbador (90deg-180deg)
TAU (τ) Es el tiempo secuencial necesario para el reenfoque de los protones en
el plano transversal en el que se encuentran desorientados
Miacutenimo coeficiente de difusioacuten (min diff) Es el tiempo miacutenimo requerido para
visualizar la curva de difusioacuten
Numero de barridos (Ns) Nuacutemero de veces que el equipo recorre la muestra
Tiempo de corrida (Tc) Tiempo que el equipo tarda en escanear la muestra
En la determinacioacuten de estos paraacutemetros se utilizoacute como punto de apoyo los
valores reportados por Halliburton (2001) para cada variable (ANEXO A) En
la Tabla 42 se reportan los valores de las variables que se establecieron en las
pruebas de RMN con los cuales se logroacute determinar de forma oacuteptima los
tiempos de ejecucioacuten para la metodologiacutea
Tabla 42 Condiciones empleadas en la teacutecnica de RMN
T2 (ms) TAU min Diff (m2sec x 10
9) Ns Tc (min)
100 - 500 85 025 20 141
46
Figura 44 Resonador Maran Ultra DRX 2 Fuente PDVSA-Intevep
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para calorimetriacutea
Una vez realizadas las pruebas de RMN se realizaron pruebas para definir los
demaacutes paraacutemetros teacutermicos empleando la teacutecnica de calorimetriacutea con el fin de
obtener la temperatura de equilibrio (Te) y posteriormente determinar el calor
especiacutefico y la capacidad caloriacutefica Para ejecutar esta teacutecnica se necesitoacute un
vaso teacutermico una termocupla (marca thermoline) agua destilada y el tapoacuten del
yacimiento petroliacutefero los cuales se muestran en la Figura 45
Figura 45 Instrumento para la realizacioacuten de la prueba calorimeacutetrica Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de las propiedades teacutermicas
Definidas las condiciones de ensayo para las teacutecnicas de RMN (para la
obtencioacuten directa de difusividad teacutermica) y calorimetriacutea (obtencioacuten de calor
47
especiacutefico al aplicar la ecuacioacuten 1) se estimaron los otros fenoacutemenos teacutermicos
asociado a la muestra tapoacuten capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al multiplicar el
calor especiacutefico por la densidad y la conductividad teacutermica producto de la
multiplicacioacuten de la difusividad la densidad y el calor especiacutefico Se generoacute
una ecuacioacuten por cada muestra representativa para cada propiedad teacutermica lo
que sirvioacute finalmente para interpolar cada paraacutemetro teacutermico en el rango de
temperatura estudiado (50degC ndash 200degC) saturado y no saturado de fluidos Se
observoacute una graacutefica de cada fenoacutemeno teacutermico en funcioacuten del rango de
temperatura
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados
con fluidos
Para la estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas de yacimientos
petroliacuteferos no consolidados con fluido (agua de formacioacuten y crudo pesado) se
evaluacuteo el efecto de la temperatura
Temperatura en las pruebas de evaluacioacuten teacutermica se consideroacute las
temperaturas de 50 100 120 y 200 degC Ese cambio de temperatura genera una
variacioacuten considerable en la viscosidad del crudo al igual que en las
propiedades teacutermicas de los sistemas de yacimientos
Presioacuten las pruebas ejecutadas fueron realizadas a la presioacuten atmosfeacuterica
Saturacioacuten de agua residual se trabajoacute a condicioacuten real del yacimiento con un
Swirr entre 85 garantizando la saturacioacuten de agua de formacioacuten lo maacutes
similar a la del yacimiento
Luego de obtenidos los datos se procedioacute a realizar una graacutefica en Excel de los
paraacutemetros teacutermico en del caso no consolidado asociado a Petrocarabobo
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados sin
fluidos
48
Para poder estimar las propiedades asociadas a no consolidados sin fluidos se
ejecutaron los pasos descritos anteriormente que se realizaron para la muestra
saturada pero previamente el tapoacuten fue sometido a un proceso de limpieza para
eliminar los residuos de crudo y fluidos de perforacioacuten Mediante un equipo de
extraccioacuten Soxhlet o Dean-Stark (Figura 46) Utilizando los solventes
adecuados para remover hidrocarburos y extraccioacuten de sales del agua de
formacioacuten
Figura 46 Equipo de limpieza de muestras Dean-Stars A) antes de la limpieza de muestra y B)
durante la limpieza de muestras
Despueacutes de limpiar el tapoacuten se determinaron las propiedades teacutermicas bajo estas
condiciones a fin de conocer la influencia que ejerce la composicioacuten
mineraloacutegica de la formacioacuten Se evaluacuteo el efecto de la temperatura a
condiciones de yacimiento
Determinacioacuten de la conductividad teacutermica de los fluidos
Se determinoacute con la ecuacioacuten 5 la conductividad del petroacuteleo y con la Tabla 23
la conductividad del agua
Determinacioacuten de propiedades petrofiacutesicas
49
Un paso fundamental consiste en la estimacioacuten del volumen poroso porosidad
y permeabilidad absoluta al aire empleando el equipo CMS 300 automatizado
Este sistema obtiene los valores de voluacutemenes porosos basaacutendose en la Ley de
Boyle [P][V] = constante para una presioacuten de confinamiento dada El
procedimiento consiste en ingresar al sistema la cantidad de muestras a medir
junto con las caracteriacutesticasidentificacioacuten de cada una de ellas (longitud
diaacutemetro y peso) Indicando la presioacuten a la cual se realizaraacuten las mediciones los
resultados obtenidos son volumen poroso porosidad permeabilidad al aire y
permeabilidad corregida por efecto Klinkenberg
Preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica
La preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica consistioacute en la disolucioacuten de
sales inorgaacutenicas (Bicarbonato de sodio Sulfato de Sodio Cloruro de Sodio
Cloruro de Calcio di-hidratado Cloruro de Magnesio hexa-hidratado
Carbonato de Sodio Cloruro de Potasio y Cloruro de Bario di-hitradatado) en
agua destilada Primeramente se burbujeoacute el agua destilada con dioacutexido de
carbono (CO2) para evitar la precipitacioacuten de sales Posteriormente se realiza a
una agitacioacuten constaste burbujeando Dioacutexido de Carbono para evitar la
precipitacioacuten de carbonatos evitando la perdida de condiciones oacuteptimas de
disolucioacuten (Carrero 2011)
44 Caracterizacioacuten de los fluidos
Formulacioacuten de la salmuera
Se prepararon dos litros de salmuera para los cuales fue necesaria la siguiente
cantidad de sales que se muestran en la Tabla 43 en el orden que se presentan
para que no se precipite ninguacuten compuesto
50
Tabla 43 Composicioacuten de la salmuera
Sal Cantidad (g)
NaHCO3 813
Na2SO4 001
NaCl 3107
CaCl2x2H2O 176
MgCl2x6H2O 263
Na2CO3 000
KCl 000
BaCl2x2H2O 036
Densidad del agua de formacioacuten
Para determinar la densidad del agua de formacioacuten asociada al campo
Petrocarabobo se usoacute el densiacutemetro DMA 35N Antoacuten Paar (Figura 47) la
teacutecnica consiste en introducir el agua de formacioacuten en un capilar (en este caso a
una temperatura de 80 ordmC) y de forma automaacutetica arroja el valor de la densidad
en gcm3 y la temperatura de medicioacuten en degC
Figura 47 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 35N Fuente PDVSA-Intevep
Viscosidad del crudo extra-pesado
Para determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030
(figura 48) que opera por medio de la rotacioacuten de un cilindro el cual se
sumerge en el material a analizar midiendo la resistencia de esta substancia a
una velocidad seleccionada La muestra de crudo fue integrada al sistema
51
automaacutetico de medicioacuten y el equipo realizoacute la medicioacuten de la viscosidad en un
rango de temperatura de 40 ndash 264 degC arrojando valores de viscosidad en cP
para cada valor de temperatura
Figura 48 Retrovisco RV 2030 MARCA HAAKE Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de curvas de permeabilidad relativa
Esta metodologiacutea consiste en realizar una prueba a condiciones de yacimiento
(presioacuten temperatura y velocidad de flujo) una prueba que reproduzca la
manera coacutemo se mueven los fluidos en el yacimiento de forma tal que se
puedan ajustar los paraacutemetros necesarios a fin de obtener una reproduccioacuten maacutes
real de las propiedades de interaccioacuten roca fluido presente en los yacimientos
Mediante este meacutetodo se efectuacutea el desplazamiento de los fluidos a traveacutes del
medio poroso de acuerdo al meacutetodo no estacionario (dinaacutemico) el cual
considera el desplazamiento de un fluido por otro (Araujo 2004)
Las pruebas de desplazamiento de fluidos en medio poroso se realizan en
tapones de roca real (arena) de yacimiento limpios instalados en una celda
porta-nuacutecleos tipo Hassler colocada en un horno a la temperatura de trabajo (en
este estudio 68 degC) El sistema se denomina simulador fiacutesico de yacimientos y
52
consta de una celda porta-nuacutecleos dos cilindros de tipo pistoacuten (contenedores de
fluidos agua y crudo) dos bombas de inyeccioacuten tipo jeringa (una para confinar
a presioacuten constante y otra para inyeccioacuten a tasa constante) un sistema de
transductores de presioacuten vaacutelvulas y horno para mantener todo el sistema a la
temperatura de trabajo ver Figura 49
Figura 49 Diagrama de un simulador fiacutesico de yacimientos Fuente Intevep SA Centro de
Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
El procedimiento seguido se detalla a continuacioacuten (Figura 410)
Inyeccioacuten de agua de formacioacuten hasta saturacioacuten 100 del medio poroso y
estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P1) para el caacutelculo de la permeabilidad
al agua a la temperatura de trabajo en cada caso
Etapa de drenaje primario Inyeccioacuten de petroacuteleo a tasa de flujo de referencia
constante (005 cm3min) hasta estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P2) y
se contabiliza el volumen maacuteximo de agua recuperado Se determina la
53
permeabilidad efectiva al petroacuteleo (Ko) a condicioacuten de saturacioacuten de agua
irreducible (Swi)
Etapa de imbibicioacuten Inyeccioacuten de agua de formacioacuten a tasa de flujo de
referencia constante y recoleccioacuten de voluacutemenes de fluido producido (crudo y
agua) en diferentes etapas (menor a mayor volumen) registrando en cada
oportunidad el diferencial de presioacuten correspondiente (de acuerdo al siguiente
esquema P3 P4 P5 P6 etc) Se determina la permeabilidad efectiva al agua
(Kw) a condicioacuten de saturacioacuten de petroacuteleo residual (Sor)
Figura 410 Esquema del procedimiento experimental para la determinacioacuten de curvas de
permeabilidad relativa por el meacutetodo de estado no estacionario Fuente Diacuteaz (2014)
Para la generacioacuten de las curvas de permeabilidad relativa mediante el meacutetodo
convencional se analizaron los datos obtenidos de acuerdo a la metodologiacutea de
caacutelculo denominada modelo hiacutebrido (MDC) que combina caacutelculos matemaacuteticos
que abarcan el meacutetodo JBN (comportamiento de flujo fraccional) y el uso de
correlaciones de Willie y Corey amp Asociados Maacuterquez et al (2014) tanto para
54
el proceso de drenaje como imbibicioacuten de manera de obtener las curvas de
permeabilidades relativas para cada muestra de yacimiento estudiada
Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de
permeabilidad relativa
Entre los aspectos destacables se puede resumir que adicional al efecto
principal que incide en la disminucioacuten de la viscosidad del petroacuteleo al
aumentar la temperatura se evidencioacute tambieacuten reduccioacuten de la saturacioacuten
residual de petroacuteleo (Sor) aumento de la saturacioacuten de agua irreducible (Swi)
desplazamiento del punto de cruce (Krw=Kro Sw) a valores mayores de
saturacioacuten de la fase mojante (agua) y disminucioacuten de la Ko (permeabilidad
efectiva al crudo) Figura 411
La condicioacuten de mojado inferida muestra que las arenas analizadas tienden a ser
maacutes afines por el agua a medida que la temperatura aumenta
Figura 411 Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de permeabilidad relativa
para muestras del Campo Petrocarabobo
Elaboracioacuten del modelo de simulacioacuten en Starsreg
A partir de este punto se explica una serie de procedimientos realizados para la
construccioacuten de los modelos numeacutericos para simular una prueba de
desplazamiento con agua caliente a nivel laboratorio se definieron las matrices
55
de sensibilidades donde se evaluaron los paraacutemetros teacutermicos de forma discreta
e integral
45 Uso de Starsreg
Una vez recolectado los valores petrofiacutesicos los paraacutemetros teacutermicos y
evaluados los fenoacutemenos de interaccioacuten roca fluido se procedioacute a organizar los
datos en el orden que deben ser introducidos en el simulador El simulador
numeacuterico empleado es Starsreg de CMG siendo requerido para su utilizacioacuten el
reconocimiento de su interfaz y de los datos requeridos para su ejecucioacuten asiacute
como la justificacioacuten de la realizacioacuten de las pruebas descritas y de otros
valores suministrados en campo
La herramienta Builder de CMG se empleoacute como un pre-procesador para la
construccioacuten de la malla considerando unidades de laboratorio y porosidad
singular la fecha inicial del proyecto es el 10 de octubre del 2018 hasta el 21 de
agosto y se considero un modelo de fluidos Black Oil de dos fases
451 Construccioacuten del mallado
Se escogioacute el sistema de mallado cartesiano por lo que las dimensiones
ciliacutendricas de la muestra (Tabla 44) debioacute ser convertida a una geometriacutea
cartesiana equivalente (paralelepiacutepedo) con las dimensiones que indica la Tabla
45 respetando los valores de aacuterea transversal y de longitud en este caso el
aacuterea del circulo fue trasformada a la de un cuadrado como se muestra la Figura
412
Tabla 44 Dimensiones de la muestra en forma de cilindro
Dimensiones del cilindro
Diaacutemetro (cm) Aacuterea (cm2) Altura (cm) Volumen (cm
3)
376 111 416 4613
56
Figura 412 Transformacioacuten del aacuterea transversal para la construccioacuten del mallado
Establecimiento de tamantildeo y cantidad de las celdas para el mallado se
colocaron 50 celdas en direccioacuten I 1 celda en direccioacuten J 1 celda en direccioacuten
K cuyas dimensiones se muestran en la Tabla 45
Tabla 45 Dimensiones de las celdas del mallado
Informacioacuten
de las celdas
Direccioacuten Volumen
Total I J K
Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo
M 18 50 00831 1 33322 1 33322 461356
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades de la Tabla 46 fueron colocadas en la seccioacuten de ldquoArray
Propertyrdquo estas fueron suministradas por PDVSA-Intevep obtenidas a traveacutes de
la realizacioacuten de las pruebas descritas anteriormente en los laboratorios de
interaccioacuten roca-fluido
Tabla 46 Informacioacuten petrofiacutesica de la muestra
Propiedades Petrofiacutesicas
Tope de la arena (cm) 0
Espesor de la arena (cm) 333
Porosidad () 3789
Permeabilidad (mD) (I J K) 410417
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca
En esta seccioacuten se encuentran tres pestanas donde se realiza en suministro de
los datos teacutermicos requeridos por el modelo estas pestantildeas son
compresibilidad de la roca
57
Figura 413 en la que se incorporan los valores de compresibilidad de la roca y
de la presioacuten de poro de referencia
Figura 413 Ventana para ingresar los datos de compresibilidad de la roca y presioacuten de
porosidad de referencia
En la pestantildea de propiedades teacutermicas se suministran los valores de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se selecciona el tipo de mezclado para la
conductividad se aplica o no la herramienta de la tabla de dependencia de
temperatura para la conductividad teacutermica Thcontab y se especifica que se
considera una conductividad teacutermica isotroacutepica
Figura 414
58
Figura 414 Ventana de las propiedades teacutermicas
En la figuraFigura 415 se muestra la pestantildea de peacuterdida de calor por las rocas
adyacentes en la que se indica que no hay peacuterdidas de calor especificando que
las rocas suprayacente e infrayacente no poseen la propiedad de conductividad
teacutermica (valor cero) ni capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
Figura 415 Ventana de las peacuterdidas de calor por las rocas adyacentes
Se considera propiedades teacutermicas isotroacutepicas en las distintas direcciones (I J
K) ya que no se disponen de informacioacuten de laboratorio que permita concluir lo
contrario
59
Las conductividades teacutermicas isotroacutepicas dependientes de la temperatura se
definen mediante una tabla como se puede ver en la Tabla 47 La primera
columna se refiera a la temperatura T (C|F) las columnas thconr thconw y
thcono
Tabla 47 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo discreto
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0023083 0387300 0068139
60 0019678 0391200 0067761
70 0017184 0396000 0067383
80 0015281 0400000 0067005
90 0013778 0403200 0066626
100 0012559 0405600 0066248
110 0011550 0407200 0065870
120 0010700 0408000 0065492
130 0009973 0408000 0065114
140 0009344 0407200 0064736
150 0008794 0405600 0064357
Para el modelo integral como se observa en la tabla 48 se asignoacute el mismo va-
lor a todas la fases a la misma temperaturas obtenido de las pruebas experimen-
tales de la muestra saturada estos valores de conductividad aumenta proporcio-
nalmente con la temperatura
Tabla 48 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo integral
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0003150 0003150 0003150
60 0005700 0005700 0005700
70 0008350 0008350 0008350
(Tr) 80 0011100 0011100 0011100
90 0013950 0013950 0013950
100 0016900 0016900 0016900
110 0019950 0019950 0019950
120 0023100 0023100 0023100
60
130 0026350 0026350 0026350
140 0029700 0029700 0029700
150 0033150 0033150 0033150
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad
Una vez estudiadas todas las ecuaciones que emplea el simulador para el
caacutelculo de la conductividad y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica se realizoacute
una validacioacuten comparando los valores arrojados por las ecuaciones
programadas con las graacuteficas de los archivos de salida del simulador para ello
se utilizoacute como herramienta Microsoft Excel
454 Seccioacuten de componentes
Se especificoacute que la muestra se encontraba saturada por dos fluidos (agua y un
pseudocomponente de crudo muerto) se les asignaron los valores de peso
molecular densidad y viscosidad para el resto de las propiedades se asignoacute
ldquo0rdquo de esta manera el simulador asigna los valores por defecto que se muestran
en la Tabla 49
Tabla 49 Valores por defectos del simulador
4541 Densidades
El valor de la densidad del agua fue suministrada a 80degC (temperatura de
referencia) La densidad del crudo fue calculada en los laboratorios de PVT con
el densiacutemetro digital Anton Paar modelo DMA 4500M (figura 416) el rango
61
de temperatura considerado esta entre 40 y 60 degC por las limitaciones del
equipo posteriormente el valor a 80degC fue obtenido mediante extrapolacioacuten En
la figura 417 se muestra los valores los valores de densidad introducidos en
Starsreg para la simulacioacuten
Figura 416 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 4500M Fuente PDVSA-
Intevep
Figura 417 Ventana para insertar la densidad de los fluidos
4542 Viscosidades de la fase liacutequida
El valor de densidad del agua fue proporcionado por la Empresa Mixta para
determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030 En la
62
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura se presenta
los valores de viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura a ser
ingresados en el simulador y la respectiva Curva de la viscosidad del crudocurva de
la viscosidad del crudo se ilustraen la Figura 418 En cuanto a la viscosidad del
agua es un valor constante y las viscosidades de la fase gaseosa no se habilito
esta seccioacuten ya que no se considera fase gaseosa presente en el medio
63
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura
64
Figura 418 Curva de la viscosidad del crudo
4543 General
Los valores de referencia son las condiciones de trabajo al usar en el caso de la
temperatura estaacute pautado por la temperatura en la que se empleoacute el densiacutemetro
y la presioacuten de referencia de los laboratorios de PDVSA-Intevep En la Figura
419 se muestran los valores introducidos en el simulador
65
Figura 419 Ventana de la seccioacuten de componentes para introducir los valores de referencia en
la subseccioacuten general
46 Seccioacuten de Roca-fluido
Se emplearon las curvas de permeabilidad relativas obtenidas de las pruebas
desplazamiento realizadas en los laboratorios de interaccioacuten Roca-Fluido de
Pdvsa-Intevep utilizando tapones del aacuterea de estudio
66
Figura 420 Curva de permeabilidad
47 Seccioacuten de condiciones iniciales
En esta etapa se introducen las condiciones de yacimientos de presioacuten y
temperatura a las que fueron ejecutadas las pruebas de desplazamiento la
Figura 421 No se asignoacute contactos entre fluidos para garantizar que al inicio
haya soacutelo petroacuteleo en el yacimiento
67
Figura 421 Ventana de la seccioacuten de condiciones iniciales se muestra el valor de presioacuten y
profundidad de referencia suministrada al simulador
48 Seccioacuten numeacuterica
Se especifican los paraacutemetros utilizados en la simulacioacuten numeacuterica de las
ecuaciones involucradas en el flujo de fluidos (paraacutemetros de convergencia
constantes numeacutericas meacutetodos de solucioacuten discretizacioacuten y convergencia) Se
realizaron las modificaciones siguientes para tres paraacutemetros especiacuteficos
colocando los valores siguientes
Tabla 411 Modificaciones en la seccioacuten numeacuterica
Keyword Valor Definicioacuten
DTWELL 001min Tamantildeo de intervalo de primer paso de tiempo
NEWTONCYC 30 Cantidad de iteraciones para obtener la solucioacuten
NCUTS 15 Maacuteximos intervalos de cortes
49 Seleccioacuten de pozos y datos recurrentes
El modelo estaacute conformado por dos pozos un pozo inyector situado en la celda
(1 1 1) y un pozo productor celda (50 1 1) ambos pozos inician su
funcionamiento el 10-10-2018 a 000 min hasta los 2880 min
Pozo Inyector tipo Mobweight explicit
68
Para este modelo sencillo donde se inyecta un solo fluido que no es vapor y no
ocurren cambio de fases en el proceso de inyeccioacuten es indiferente que tipo de
pozo inyector se seleccione pues no afecta los caacutelculos del modelo
Restricciones (Constrains) en la ventana de constrains del pozo inyector se
muestra que los paraacutemetros empleados fueron la presioacuten de fondo y la tasa
de inyeccioacuten y ambos aplicados con la accioacuten de CONT la cual implica que
la accioacuten a tomar en caso de una violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten
operativa en este liacutemite y continuar con la simulacioacuten
Figura 422 Ventana de constrains del pozo inyector
Fluido inyectado a continuacioacuten en la Figura 423 Ventana para
descripcioacuten del fluido de inyectado se muestra las caracteriacutesticas como
composicioacuten y temperatura del fluido inyectado
69
Figura 423 Ventana para descripcioacuten del fluido de inyectado
Pozo Productor
Se cargoacute un archivo (fhf) para adjuntar el ldquohistoacuterico de produccioacutenrdquo y cargar
los eventos de los pozos inyector y productor Este archivo se realiza a partir de
un documento (txt) contiene las informacioacuten de produccioacuten de la prueba de
desplazamiento con un formato especiacutefico que contiene fecha final nombre del
archivo ldquoProduction Data Field History Fiel fecha inicial numero de variables
a utilizar los nombres de la variables y las unidades de esas variables el
nuacutemero de pozos y sus nombres luego se coloca el valor de cada variable con
respecto a la fecha
En la Figura 424 se muestra el (fhf) que fue utilizado en el modelo en el que
se cargoacute la informacioacuten de tasas de petroacuteleo agua y liquido en el pozo
productor y de tasa de inyeccioacuten de agua en el pozo inyector en unidades de
laboratorio en el tiempo que alliacute se indica en el formato de (antildeo-mes-
diaThoraminseg)
70
Figura 424 Histoacuterico de produccioacuten empleado para el modelo
Restricciones (Constrains) en la Figura 425 se muestra que el
paraacutemetro empleado fue el de la tasa de produccioacuten de liacutequido con la
accioacuten de CONT la cual implica que la accioacuten a tomar en caso de una
violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten operativa en este liacutemite y
continuar con la simulacioacuten
71
Figura 425 Ventana de constrains del prozo productor
410 Dato de salida IO Control
Se especificaron los paraacutemetros teacutermicos y variables que se requieren como
datos de salida eacutestas son las variables que se podraacuten graficar para estudiar con
la herramienta Results Graph de CMG objetivo del anaacutelisis del trabajo
Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (HEATCAP)
Conductividad teacutermica de la formacioacuten (roca + fluidos)
(THCONDUCT)
Conductividad teacutermica de la roca (THCOMPRE)
Temperatura (TEMP)
Viscosidad del petroacuteleo (VISO)
Saturacioacuten de agua (Sw)
411 Sensibilidades
En la tabla 51 se observan los valores miacutenimos y maacuteximos permitidos por el
simulador STARSreg tambieacuten el valor representativo de valores de
conductividad para cada fase a 25degC Adicionalmente se antildeadieron los valores
de conductividad a la temperatura de referencia obtenido por las pruebas
experimentales todos estos valores fueron los empleados para el estudio de
sensibilidad de conductividad teacutermica Anaacutelogamente en la tabla 53 se
72
observan los valores que especifica el manual del simulador como valores
miacutenimos y maacuteximos tambieacuten valores representativos de capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica Los valores representativos de conductividad y de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica del simulador se emplearon para comparar con los
valores obtenidos en el laboratorio y analizar la diferencia en el valor tiacutepico de
arenas consolidadas como lo indica el simulador y las arena no consolidadas
como es nuestro caso de estudio
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total
Se realizaron corridas con el modelo laquoDiscreta Complexraquo variando los valores
de conductividad teacutermica de la roca petroacuteleo y agua) y graficando en la celda
(25 1 1) los valores de conductividad total y la temperatura para los tres
valores asignados (valor miacutenimo valor maacuteximo y valor a tr) en el estudio por
separado de cada elemento para determinar cuaacutel es el elemento que mayor
impacto causa en la temperatura
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
Se empleoacute el modelo laquoDiscreta Complexraquo para graficar la conductividad
teacutermica capacidad caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del
tiempo especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y (49 1 1)
para estudiar el efecto de los paraacutemetros teacutermicos en las diferentes celdas con el
valor de conductividad que mayor variacioacuten causa en la temperatura con
respecto al modelo base
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
Se realizaron corridas con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontabraquo e
laquoIntegral Complex Thcontabraquo realizando variaciones en los valores de
capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca (Cvr) en la celda (25 1 1) los
valores asignados fueron los valores maacuteximo miacutenimo y el correspondiente de
las pruebas a la temperatura de referencia
73
412 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
A traveacutes de los modelo laquoDiscreta Complexraquo y laquoDiscreta Complex con
Thcontabraquo se realiza una comparacioacuten del valor de la conductividad teacutermica
total del sistema de un modelos discretos y por otro lado habilitando la opcioacuten
Thcontab
413 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
Por medio de los modelos laquoIntegral Complexraquo e laquoIntegral Complex con
Thcontabraquo se estudia la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en el
modelo integral
414 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
laquoDiscreta Complexraquo y laquoIntegral Complexraquo En la Figura 514 se pueden
comparar los valores de conductividad teacutermica considerando el modelo
cargando de forma discreta e integral
415 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontab raquo e laquo Integral Complex con
Thcontabraquo se realiza la comparacioacuten de los valores conductividad teacutermica total
y conductividad teacutermica de la roca de los modelos
74
CAPIacuteTULO V
ANALISIS DE RESULTADOS
51 Sensibilidades
A continuacioacuten se presentan los resultaron de las sensibilidades de los modelos
empleados para el estudio de la conductividad teacutermica y de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica
En la tabla 51 se presenta los valores finales de la conductividad teacutermica del
agua roca y petroacuteleo para cada una de las sensibilidades estos valores son los
experimentales de conductividad teacutermica con los valores de conductividad
teacutermica que el simulador sentildeala como representativos y poder hacer una
comparacioacuten del rango de valores y similitud para estimar si se encuentra en un
valor correspondiente de su respectivo elemento Para ello se llevoacute los valores
obtenido a temperatura de 80degC a una temperatura de 25degC El valor
experimental de conductividad de la roca se encuentra por debajo del valor
sugerido lo que se debe a que el valor de conductividad teacutermica de las arenas no
consolidadas son menores a los valores de conductividad teacutermica de las arenas
consolidadas que representa el valor de conductividad teacutermica del valore
representativo que estipula el simulador
75
Tabla 51 Valores de conductividad teacutermica de STAR y obtenido experimentalmente
En la tabla 52 se observar las sensibilidades realizadas para la conductividad
teacutermica cada elemento
Tabla 52 Sensibilidades de la conductividad teacutermica
Sensibilidades Kr Ko Kw
1 Valor maacuteximo Valor a Tr Valor a Tr
2 Valor a Tr Valor maacuteximo Valor a Tr
3 Valor a Tr Valor a Tr Valor maacuteximo
4 Valor miacutenimo Valor a Tr Valor a Tr
5 Valor a Tr Valor miacutenimo Valor a Tr
6 Valor a Tr Valor a Tr Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr Valor a Tr Valor a Tr
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua
Como se observa en la Figura 51 se realizan el modelo base y las
sensibilidades 3 y 6 es decir la variacioacuten de los valores de la conductividad en
la fase acuosa se observoacute poca variacioacuten en la temperatura una diferencia de
056 degC y error de 064 para kw = 000010 JcmmindegC y diferencia de 075
degC y error de 092 para kw = 6944578 JcmmindegC con respecto a los valores
del modelo base La temperatura de la celda disminuye muy poco a medida que
se le aumenta el valor de conductividad del agua El mayor error relativo que
alcanza la conductividad teacutermica al aplicar kw = 000010 JcmmindegC es de
047 mientras que al aplicar kw = 6944578 JcmmindegC es de 5769
(ANEXO C)
76
Figura 51 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del agua en la temperatura
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se realiza el modelo base y las sensibilidades 2 y 5 y se observa que entre la
curva de la temperatura para ko = 000010 JcmmindegC y la curva de
temperatura del modelo base se observa una diferencia de 016 degC y error de
019 por ser valores cercanos visualmente ocurre un solapamiento entre
ambas curvas de temperatura caso contrario al comparar la curvas de
temperatura del modelo base con la curva de temperatura de ko = 6944578
JcmmindegC presenta una diferencia de 082 degC y error de 1 Al aumentar los
valores de conductividad teacutermica de la fase oleica es poca la disminucioacuten de la
temperatura de la celda El mayor error relativo que alcanza la conductividad
teacutermica al aplicar ko = 000010 JcmmindegC es de 029 mientras que al
aplicar ko = 6944578 JcmmindegC es de 6213 (ANEXO C)
77
Figura 52 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del petroacuteleo en la temperatura
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca
Se comparan el modelo base y las sensibilidades 1 y 4 Se recurrioacute a una graacutefica
del tipo logariacutetmica para representar los valores de conductividad total ya que
los valores introducidos afectan notablemente la temperatura con una diferencia
de 474 degC y error de 570 para kr = 000010 JcmmindegC y una diferencia de
164 degC y error de 198 para kr = 6944578 JcmmindegC y pueden causar un
cambio de conductividad teacutermica final en la celda de para kr = 000010
JcmmindegC diferencia de 004 JcmmiddotmindegC y error de 099 para kr =
6944578 JcmmindegC diferencia de 319 JcmmiddotmindegC y error de 9881
(ANEXO C)
78
Figura 53 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la temperatura
Basado en lo observado se puede inferir que es la fase solida de la roca causa
maacutes variacioacuten en la temperatura 570 al realizarle la variacioacuten en los valores
de conductividad teacutermica de la roca especiacuteficamente en kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC este
comportamiento se puede atribuir a la ecuacioacuten aplicada y al valor de
conductividad irreal de conductividad teacutermica empleada ya que es 3647 veces
mayor al valor tiacutepico Mientras la variacioacuten de la conductividad teacutermica en los
fluidos tuvieron un similar comportamiento que no representaban una
influencia marcada en la temperatura arrojando un error relativo gt1 (ANEXO
C) Al aumentar los valores de conductividad teacutermica la temperatura de la celda
disminuye lo que es coherente ya que contribuye a la propagacioacuten del calor
pero afecta en mayor escala a este caso En el ANEXO B se presenta con maacutes
detalle los valores en los que oscilan las curvas de conductividad teacutermica y la
temperatura final que se alcanza respectivamente Acotando que en general
ocurre un aumento de la conductividad durante el proceso de inyeccioacuten de agua
caliente y que aquellas conductividades teacutermica que presentan una leve
disminucioacuten con el aumento de la temperatura son las sensibilidades 2 y 6 lo
79
cual se debe a la disminucioacuten de la saturacioacuten de crudo que en el caso de ko =
6944578 JcmmindegC el cual es la conductividad teacutermica con mayor valor Por
otro lado en kw = 000010 JcmmindegC ocurre que el menor valor corresponde
a la conductividad teacutermica del agua la cual aumenta su saturacioacuten y como la
conductividad teacutermica total se basa en una ecuacioacuten de ponderacioacuten por
volumen hace que el valor de conductividad teacutermica total tienda a la
conductividad con el mayor volumen
La sensibilidad de la conductividad teacutermica de la roca afecta inversamente a la
temperatura como a la capacidad caloriacutefica obtenieacutendose asiacute una curva de
mayor capacidad caloriacutefica al introducir el menor valor de conductividad de la
roca y viceversa figura 54
Figura 54 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
En la Figura 55 se observa como el aumento de la conductividad incrementa el
avance del agua proporcionalmente al disminuir la conductividad aumenta la
temperatura lo cual ayuda a la disminucioacuten de la viscosidad del crudo y
aumentado la movilidad y beneficiando la extensioacuten de la saturacioacuten de agua en
la celda
80
Figura 55 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en el avance de
inyeccioacuten de agua
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
En las Figura 56 y 57 se graficaron la conductividad teacutermica capacidad
caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del tiempo al aplicar la
sensibilidad 4 especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y
(49 1 1) donde se observa como el frente de agua trae consigo el aumento de
la temperatura la capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica siento el maacutes
afectado la celda (2 1 1) la cual es la celda maacutes proacutexima al pozo inyector ya
que es por medio del cual se inyecta el agua caliente
81
Figura 56 Saturacioacuten y capacidad de kr = 000010 JcmmindegC
Figura 57 Temperatura y conductividad de kr = 000010 JcmmindegC
82
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
En la tabla 53 se observa que existe una diferencia entre el valor representativo
del simulador que trae por defecto a 25degC y el valor experimental extrapolado a
25degC apreciaacutendose que el valor de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
experimental es mayor por lo que establece que las arenas no consolidadas
requieren mayor cantidad de energiacutea en forma de calor para aumentar la
temperatura
Tabla 53 Valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de STAR y obtenido experimentalmente
Nombre Keyword
Valor
miacutenimo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
maacuteximo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
representativo
para STAR a
25degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 80degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 25degC
(Jcm3degC)
Capacidad
Caloriacutefica
Volumeacutetrica
de la roca
Rockcp 0 100 23470 18513 37598
En la tabla 54 se observar las sensibilidades realizadas para la capacidad caloriacute-
fica volumeacutetrica
Tabla 54 Sensibilidades de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca
Sensibilidades Cvr
7 Valor maacuteximo
8 Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr
Al graficar el modelo base y las sensibilidades 7 y 8 se observa en la Figura 58
(izquierda) que la saturacioacuten del agua es mayor al usar la sensibilidad 8 de la
Tabla 54 es decir el menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cvr = 0
Jcm3degC) el modelo base tiene un comportamiento semejante debido a la
cercaniacutea de sus valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica caso contrario al
introducir la sensibilidad 7 de la Tabla 54 (Cvr = 100 Jcm3degC) pues este caso
presenta una curva que muestra un suave incremento luego de los 246 minutos
83
de iniciar la inyeccioacuten En la Figura 58 (derecha) se representan tres rectas casi
constantes producto de introducir los valores de la tabla 53 en la ecuacioacuten 6 su
comportamiento de recta horizontal se debe a la poca variacioacuten de capacidad
caloriacutefica con respecto al incremento de temperatura Por otro lado en la Figura
59 (izquierda) se aprecia la variacioacuten de la temperatura y que el miacutenimo valor
de capacidad arroja como resultado un abrupto aumento de la temperatura de la
celda seguida por la curva del modelo base y por uacuteltimo la curva de maacuteximo
valor de capacidad demostrando que solo aumenta la temperatura de la celda
hasta 714degC lo cual se debe a que el aumento de la temperatura estaacute asociado a
la saturacioacuten de agua y la sensibilidad que obtenga una mayor saturacioacuten
obtendraacute tambieacuten una mayor temperatura y viceversa Con respecto a la
conductividad teacutermica al introducir el mayor valor de capacidad caloriacutefica
demostroacute ser la curva con un aumento de pendiente casi vertical los primero
minutos del desplazamiento consecuencia de incremento de saturacioacuten se agua
y luego de los 900 minutos tiende a un valor constante de 0039 JcmmiddotmindegC
mientras las otras dos curvas muestran un aumento al inicio del proceso y
alcanza un punto criacutetico en el minuto 64 decayendo hasta los 400 minutos
alcanzando en ese punto un menor valor de conductividad teacutermica la
sensibilidad del menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
84
Figura 58 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex
Thcontab
85
Figura 59 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad de
la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex Thcontab
Las Figura 510 y 511 muestran graficas similares a las Figura 58 y Figura 59
del modelo cargado con valores de forma integral se obtienen las mismas
observaciones en la saturacioacuten tanto para la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y
temperatura Sin embargo en el paraacutemetro de la conductividad teacutermica
presentan curvas que incrementan a medida que la temperatura aumenta
Debido a que la variacioacuten de la saturacioacuten no afecta el valor de conductividad
total como consecuencia de la restriccioacuten de aumentar con la temperatura por
medio de la herramienta Thcontab para todas las fases con el mismo valor
86
Figura 510 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex
Thcontab
87
Figura 511 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad
de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex Thcontab
52 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
En la Figura 512 se puede observar la contraposicioacuten de estudiar la
conductividad teacutermica total del sistema de un modelos discretos introduciendo
un solo valor constante de la conductividad para cada fase respectiva y por otro
lado habilitando la opcioacuten Thcontab que permite especificar la variacioacuten de las
conductividades de cada fase con respecto a la variacioacuten de la temperatura y
ademaacutes permite la opcioacuten de graficar la curva de conductividad de la roca la
cual es decreciente al transcurrir el tiempo y el aumento de la temperatura Al
comparar ambas curvas de conductividad teacutermica total se puede distinguir una
curva creciente que pertenece valores constantes de conductividad teacutermica para
cada fase mientras que la curva que emplea Thcontab se compone de tres
tendencias ambas curvas muestran al inicio un crecimiento pronunciado debido
al aumento de la saturacioacuten del agua la curva con Thcontab una segunda
88
seccioacuten que muestra un decrecimiento luego de un punto criacutetico a los 64
minutos y luego a partir de los 400 minutos una seccioacuten de valores contantes
que presenta un ligero incremento sin embargo las curvas solo presentan una
diferencia en promedio de 0000183 JcmmiddotmindegC y un error de 05
Figura 512 Contraste entre la conductividad total de un modelo discreto Complex y un modelo
discreto Complex con Thcontab
53 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
En la Figura 513 se expone la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en
el modelo integral Complex La conductividad teacutermica total del sistemas al
introducir los valores contantes de conductividad (Curva 1) se describe una
conductividad constante en el tiempo con una recta de pendiente cero con el
mismo valor que se introdujo en el simulador cada fase con el mismo valor de
conductividad y por balance de masa incrementar la saturacioacuten de agua
disminuye proporcionalmente la saturacioacuten de petroacuteleo mantenieacutendose
constante la porosidad lo cual indica un mismo valor volumeacutetrico de roca en la
89
ecuacioacuten de volumen ponderado que calcula la conductividad teacutermica total
quien arroja el mismo resultado en cada paso de tiempo Mientras que al
habilitar la opcioacuten Thcontab es igualmente asignando el mismo valor de
conductividad teacutermica para todas las fases pero indicando la variacioacuten con la
temperatura se permite observar que la conductividad teacutermica de la roca y la
total del sistemas presentan unas curvas solapadas que incrementan con el
transcurrir del tiempo
Anaacutelogamente estas curvas son iguales por el balance de materiales el aumento
de la curva se debe a la variacioacuten de los valores de conductividad a traveacutes del
tiempo seguacuten indica la tabla Thcontab Al comparar ambas curvas de
conductividad teacutermica total se observa una diferencia de 00002163
JcmmiddotmindegC y un error de 19 (ver ANEXO D)
Figura 513 Contraste de la conductividad total de un modelo integral Complex y la
conductividad total y de la roca de un modelo integral con Thcontab
90
54 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
En la Figura 514 se pueden comparar los valores de conductividad teacutermica
considerando el modelo cargando de forma discreta e integral La capacidad
caloriacutefica y la saturacioacuten no se ven afectadas por el tipo de modelo que se
emplee la temperatura al contrario si representa una diferencia de 102 entre
los minutos 400 y 800 En el modelo discreto la conductividad es 345 veces
mayor al modelo integral mantenieacutendose este en el valor contante de 0011100
JcmmiddotmindegC y por el contrario el modelo discreto iniciando en 00293004
JcmmiddotmindegC y ascendiendo hasta el valor de 0038362 JcmmiddotmindegC esto se debe
que aunque el simulador emplea la ecuacioacuten 8 con los valores de conductividad
de cada elementos (roca agua y petroacuteleo) constantes a traveacutes del tiempo pero
las saturaciones variacutean a traveacutes del tiempo eacutestos cambios en las saturaciones
hacen que la conductividad teacutermica total ascienda tendiendo a la conductividad
de quien incrementa su saturacioacuten eacuteste es el caso del agua y la cual posee una
conductividad mayor Ambas curvas tienen una diferencia de 0022731
JcmmiddotmindegC y un error de 672 (ANEXO E)
91
Figura 514 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad capacidad caloriacutefica temperatura
y saturacioacuten total de un modelo discreto Complex con un modelo integral Complex
55 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Aunque ambos modelos (integral y discreto) fueron ejecutados con Thcontab lo
que permite para ambos casos graficar la conductividad teacutermica de la roca solo
se graficoacute para el modelo discreto (Figura 515) ya que al realizar un modelo
integral la conductividad teacutermica de la roca es la misma que la conductividad
teacutermica total y ambas curvas se solapan En el modelo discreto se aprecia que
la conductividad teacutermica de la roca disminuye al transcurrir del tiempo donde
ocurre el aumento de temperatura tal y como lo enuncia Messmer (1980) afirma
ldquoLa conductividad teacutermica de las arenas no consolidadas disminuyen con el
aumento de la temperatura debido a los efectos del mineral cuarzo que es un
material cristalino con propiedades teacutermicas anisotroacutepicas presente en estos
sistemasrdquo El cuarzo que es el mineral que predomina en las areniscas seguacuten
estudios llevados a cabo en PDVSA - Intevep (2016) mediante Difraccioacuten de
92
Rayos X determinaron que posee mayor porcentaje (66) presente en el
sistema de yacimiento petroliacutefero campo Petrocarabobo En las curvas de
conductividad teacutermica total entre los modelo discreto e integral se obtuvo una
diferencia en promedio de 0023130 JcmmiddotmindegC y un error de 2125 y entre
las curvas de conductividad teacutermica de la roca una diferencia en promedio de
0004859 JcmmiddotmindegC y un error de 446 (ANEXO F)
Figura 515 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad total de un modelo discreto
Complex Thcontab y un modelo integral Complex Thcontab
93
CONCLUSIONES
Las arenas consolidadas secas pueden tener una conductividad teacutermica
mayor que las arenas no consolidadas sin fluidos con la misma
composicioacuten debido a que ocupa mayor proporcioacuten volumeacutetrica en un
volumen determinado es decir hay mayor contacto entra los poros de la
matriz
El caacutelculo de la conductividad total del sistema se realiza mediante el
meacutetodo Complex debido a que utiliza la ecuacioacuten de mezcla no lineal
recomendada por CMG tomando en cuenta las conductividades y
saturaciones de los fluidos presentes e interrelaciones entre las fases
En modelo integral Thcontab todos los valores de conductividad teacutermica
aumentan sin importar el comportamiento particular con la temperatura
asiacute como el orden de magnitud de cada fase (roca agua petroacuteleo y gas)
por lo tanto no representa el comportamiento real de la transferencia de
calor en el medio poroso
Se concluye que es la roca la fase que causa maacutes variacioacuten en la
temperatura al realizarle la variacioacuten en los valores de conductividad
teacutermica de la roca un error de 570 al asignar kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC
Al contrastar los modelos cargados de forma discreta e integral se
contempla que las curvas de conductividad total tienen un error relativo
de 672
94
Entre los modelos discreto e integral cargados con thcontab se obtuvo
que las curvas de conductividad teacutermica total presentaban un error de
2125 y entre las curvas de conductividad teacutermica de la roca de ambos
modelos un error de 446
Debido al alto error entre los valores de conductividad teacutermica obtenida
entre las curvas de los modelos cargados de forma discreta e integral no
se pueden considerar como modelos equivalentes
Al realizar el estudio de los efectos de variar los valores de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se encontroacute que al asignar el valor
maacuteximo ocurre una disminucioacuten importante en los valores de la
saturacioacuten de agua y temperatura de los modelos discreto e integral Por
otro lado en el caso de la conductividad teacutermica causa un aumento de la
curva para el modelo discreto y una curva por debajo de la curva del
modelo base para el modelo integral
95
RECOMENDACIONES
Realizar estudio de determinacioacuten de propiedades teacutermica en muestras
saturadas elaborando sensibilidades en las saturaciones de los fluidos
presentes
Para representar las condiciones reales del yacimiento con un crudo
vivo y tres fases (petroacuteleo agua y gas) se debe incluir un PVT del fluido
para evaluar los procesos de transferencia de calor
Profundizar en el estudio de RMN y calorimetriacutea para obtener los
paraacutemetros teacutermicos en todas las direcciones (I J K) del tapoacuten ya que
existe en general presentan un comportamiento anisotroacutepico y
disminuye la certidumbre de las propiedades teacutermicas el considerar que
el sistema tiene cualidades de Isotropiacutea
Realizar modelos de simulacioacuten numeacuterica suministrando los valores de
conductividad teacutermica de forma discreta
96
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99
ANEXOS
ANEXO A Propiedades RMN de los fluidos de yacimientos Fuente Coates y cols (1999)
Fluidos T1 (ms) T2 (ms) T1T2 Viscosidad (cP)
Salmuera 1 ndash 500 1 - 500 2 02 - 08
Petroacuteleo Liviano 3000 ndash 4000 300 - 1000 4 02 - 100
Gas 4000 ndash 5000 30 - 60 80 0011 - 0014
ANEXO B Valores promedio de conductividad teacutermica total al variar la conductividad de las
fases
Figuras
51 - 53
Kt (JcmmiddotmindegC) Temperatura
final (degC) Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
Sensibilidad 6 002543 0020102 0022766 899
Sensibilidad 3 0069244 007729 0073267 897
Sensibilidad 5 0020747 0036985 0028866 898
Sensibilidad 2 007738 00771575 007738 897
Sensibilidad 4 0000488 0000506 0000497 90
Sensibilidad 1 168611 322573 245592 896
Modelo base 00293 0038362 0033831 898
100
ANEXO C Contraste de conductividad y temperatura entre sensibilidades de conductividad
101
ANEXO D Contraste de conductividad total al habilitar Thcontab en modelos integrales
Figura
513
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0000216 194
kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
ANEXO E Contraste de conductividad total entre modelo integral y discreto
Figura 514
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0022731 6719 kt discreta
Complex 00293 0038362 0033831
ANEXO F Contraste de kt y kr entre modelo integral y discreto Thcontab
Figura 515
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt discreta
Complex
Thcontab
0032386 0035643 0034014
002313 21251 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr discreta
Complex
Thcontab
0017683 0013803 0015743
0004859 4464 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
v
AGRADECIMIENTOS
A Dios por ser mi guiacutea fuerza y sustento quien peleoacute mis batallas
me cubrioacute con su manto y gracia
A la Universidad Central de Venezuela (UCV) por ser la casa que
vencioacute mis sombras obligoacute a crecer intelectualmente sin dejar a un
lado mi crecimiento personal a forjar mi caraacutecter y ser una mujer
que anhela retribuir a su paiacutes la formacioacuten recibida Por tantos
hermanos ucevistas que estuvieron estaacuten y estaraacuten
A mis Tutores Industriales los Msc Richard Maacuterquez y Benigno
Hernaacutendez por dar maacutes que de conocimiento cientiacutefico su apoyo
consejos cuidados y exhortaciones fueron lo necesario para
convertirme en la profesional que anhelaba ser A mi Tutor
Acadeacutemico Jhon Quino por permitirme ser su primera Tesista
A mi familia padres hermanos tiacuteos primos y amigos que me
apoyaron en este largo proceso y celebran los frutos de la
perseverancia y el esfuerzo
El conjunto de personas admirables que hace vida en PDVSA-
INTEVEP por su trato tan grato en especial aquellas que me
auxiliaron dentro y fuera de la sala de simulacioacuten
A todos los profesores que formaron parte de mi vida acadeacutemica y
todas las personas que abrieron sus puertas y dispusieron de su
valioso tiempo para compartirlo conmigo
vi
IacuteNDICE
LISTA DE FIGURAS XI
LISTA DE TABLAS XIV
INTRODUCCIOacuteN 1
CAPIacuteTULO I 3
EL PROBLEMA 3
11 PLANTEAMIENTO DE PROBLEMA 3
12 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIOacuteN 3
121 Objetivo general 3
122 Objetivos especiacuteficos 4
13 JUSTIFICACIOacuteN DE LA INVESTIGACIOacuteN 4
14 ALCANCE DE LA INVESTIGACIOacuteN 5
15 LIMITACIONES 6
CAPIacuteTULO II MARCO TEOacuteRICO 8
21 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIOacuteN 8
22 BASES TEOacuteRICAS 11
221 Yacimiento 12
2211 Yacimientos consolidados 12
2212 Yacimientos no consolidados 12
222 Fluidos contenidos en los yacimientos 12
2221 Agua de formacioacuten 12
2222 Hidrocarburos (Crudo) 13
223 Grados API 13
224 Crudos Extra-pesados 13
225 Recuperacioacuten Teacutermica 14
2251 Clasificacioacuten de los procesos de recuperacioacuten teacutermica 15
vii
22511 Inyeccioacuten de fluidos calientes 15
22512 Recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua caliente 16
226 Propiedades petrofiacutesicas de la roca 16
2261 Porosidad (120601) 17
2262 Permeabilidad (K) 17
2263 Saturacioacuten del fluido 17
2264 Tapoacuten 18
227 Propiedades teacutermicas en los yacimientos 18
2271 Calor especiacutefico (Ce) 18
2272 Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cv) 18
2273 Difusividad teacutermica (120514) 19
2274 Conductividad teacutermica (K) 19
22741 Conductividad teacutermica del petroacuteleo 20
22742 Conductividad teacutermica del agua 20
228 Calorimetriacutea 21
229 Transferencia de calor 21
2291 Meacutetodos de transferencia de calor 22
22911 Conduccioacuten 22
22912 Radiacioacuten 22
22913 Conveccioacuten 22
2210 Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN) 23
2211 Simulacioacuten de yacimientos 23
22111 Etapas para la simulacioacuten de yacimientos 24
22112 Mecanismos de desplazamiento 25
22113 Propiedades petrofiacutesicas 26
22114 Propiedades PVT de los fluidos 26
22115 Datos de produccioacuten 27
22116 Simulador de recuperacioacuten teacutermica 28
22117 Descripcioacuten de la herramienta de simulacioacuten numeacuterica 28
221171 BUILDERreg 28
viii
221172 STARSreg 29
221173 RESULTSreg 29
2212 Sistema integral 29
2213 Sistema discreto 29
2214 Modelo integral 30
2215 Modelo discreto 30
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos 30
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total 31
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total 31
221612 Simple 32
221613 Complex 32
221614 Temper 33
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB) 33
CAPIacuteTULO III 35
AacuteREA DE ESTUDIO 35
31 DESCRIPCIOacuteN DEL AacuteREA DE ESTUDIO 35
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco 35
312 Aacuterea de Carabobo 36
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas 36
314 Estratigrafiacutea regional 37
315 Miembro Morichal 37
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas 39
CAPIacuteTULO IV 40
MARCO METODOLOacuteGICO 40
41 TIPO DE LA INVESTIGACIOacuteN 40
LA MODALIDAD DE LA INVESTIGACIOacuteN CUMPLE CON LAS CARACTERIacuteSTICAS
DEL TIPO EVALUATIVO 40
42 DISENtildeO DE LA INVESTIGACIOacuteN 40
ix
43 PROCEDIMIENTO METODOLOacuteGICO 41
431 Revisioacuten bibliograacutefica 42
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten 43
44 CARACTERIZACIOacuteN DE LOS FLUIDOS 49
45 USO DE STARSreg 55
451 Construccioacuten del mallado 55
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas 56
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca 56
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad 60
454 Seccioacuten de componentes 60
4541 Densidades 60
4542 Viscosidades de la fase liacutequida 61
4543 General 64
46 SECCIOacuteN DE ROCA-FLUIDO 65
47 SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES 66
48 SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
49 SELECCIOacuteN DE POZOS Y DATOS RECURRENTES 67
410 DATO DE SALIDA IO CONTROL 71
411 SENSIBILIDADES 71
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total 72
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas 72
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica 72
412 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO DISCRETO 73
413 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO INTEGRAL 73
414 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON MODELO INTEGRAL 73
415 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON THCONTAB CON
MODELO INTEGRAL THCONTAB 73
CAPIacuteTULO V 74
ANALISIS DE RESULTADOS 74
x
51 SENSIBILIDADES 74
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica 74
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua 75
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo 76
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca 77
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas 80
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica 82
52 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO DISCRETO 87
53 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO INTEGRAL 88
54 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON MODELO INTEGRAL 90
55 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON THCONTAB CON
MODELO INTEGRAL THCONTAB 91
CONCLUSIONES 93
RECOMENDACIONES 95
BIBLIOGRAFIacuteA 96
ANEXOS 99
xi
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 21 VISCOSIDAD DEL CRUDO VS TEMPERATURA FUENTE PUERTA (2015) 15
FIGURA 22 INYECCIONES DE AGUA CALIENTE FUENTE BRICENtildeO (2015) 16
FIGURA 23 GRAacuteFICA TASAS DE FLUIDOS EN FUNCIOacuteN DEL TIEMPO (SEPUacuteLVEDA 2005) 28
FIGURA 31 FAJA PETROLIacuteFERA DEL ORINOCO FUENTE PUERTA (2015) 35
FIGURA 32 AacuteREA DE CARABOBO Y SUS LIacuteMITES TERRITORIALES FUENTE PUERTA (2015) 36
FIGURA 33 CUENCAS PETROLIacuteFERAS DE LA REPUacuteBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA FUENTE
PUERTA (2015) 37
FIGURA 34 CONFIGURACIOacuteN ESTRUCTURAL FUENTE ARCHIVOS DE PETROINDEPENDENCIA
SA 38
FIGURA 41 FASES DE LA METODOLOGIacuteA APLICADA 42
FIGURA 42 SISTEMA PARA CONFINAMIENTO DE MUESTRAS DE ROCA NO CONSOLIDADAS
FUENTE INTEVEP SA CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS
DE VENEZUELA SA 44
FIGURA 43 PROCESO COMPLETO DE EMPAQUE DE MUESTRAS FUENTE PDVSA-INTEVEP 44
FIGURA 44 RESONADOR MARAN ULTRA DRX 2 FUENTE PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 45 INSTRUMENTO PARA LA REALIZACIOacuteN DE LA PRUEBA CALORIMEacuteTRICA FUENTE
PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 46 EQUIPO DE LIMPIEZA DE MUESTRAS DEAN-STARS A) ANTES DE LA LIMPIEZA DE
MUESTRA Y B) DURANTE LA LIMPIEZA DE MUESTRAS 48
FIGURA 47 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 35N FUENTE PDVSA-
INTEVEP 50
FIGURA 48 RETROVISCO RV 2030 MARCA HAAKE FUENTE PDVSA-INTEVEP 51
FIGURA 49 DIAGRAMA DE UN SIMULADOR FIacuteSICO DE YACIMIENTOS FUENTE INTEVEP SA
CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS DE VENEZUELA SA 52
FIGURA 410 ESQUEMA DEL PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL PARA LA DETERMINACIOacuteN DE
CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA POR EL MEacuteTODO DE ESTADO NO ESTACIONARIO
FUENTE DIacuteAZ (2014) 53
FIGURA 411 EFECTO DE LA VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA SOBRE LAS CURVAS DE
PERMEABILIDAD RELATIVA PARA MUESTRAS DEL CAMPO PETROCARABOBO 54
FIGURA 412 TRANSFORMACIOacuteN DEL AacuteREA TRANSVERSAL PARA LA CONSTRUCCIOacuteN DEL
MALLADO 56
xii
FIGURA 413 VENTANA PARA INGRESAR LOS DATOS DE COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA Y
PRESIOacuteN DE POROSIDAD DE REFERENCIA 57
FIGURA 414 VENTANA DE LAS PROPIEDADES TEacuteRMICAS 58
FIGURA 415 VENTANA DE LAS PEacuteRDIDAS DE CALOR POR LAS ROCAS ADYACENTES 58
FIGURA 416 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 4500M FUENTE
PDVSA-INTEVEP 61
FIGURA 417 VENTANA PARA INSERTAR LA DENSIDAD DE LOS FLUIDOS 61
FIGURA 418 CURVA DE LA VISCOSIDAD DEL CRUDO 64
FIGURA 419 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE COMPONENTES PARA INTRODUCIR LOS VALORES DE
REFERENCIA EN LA SUBSECCIOacuteN GENERAL 65
FIGURA 420 CURVA DE PERMEABILIDAD 66
FIGURA 421 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES SE MUESTRA EL VALOR DE
PRESIOacuteN Y PROFUNDIDAD DE REFERENCIA SUMINISTRADA AL SIMULADOR 67
FIGURA 422 VENTANA DE CONSTRAINS DEL POZO INYECTOR 68
FIGURA 423 VENTANA PARA DESCRIPCIOacuteN DEL FLUIDO DE INYECTADO 69
FIGURA 424 HISTOacuteRICO DE PRODUCCIOacuteN EMPLEADO PARA EL MODELO 70
FIGURA 425 VENTANA DE CONSTRAINS DEL PROZO PRODUCTOR 71
FIGURA 51 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL AGUA EN LA
TEMPERATURA 76
FIGURA 52 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL PETROacuteLEO EN
LA TEMPERATURA 77
FIGURA 53 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
TEMPERATURA 78
FIGURA 54 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
CAPACIDAD 79
FIGURA 55 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN EL
AVANCE DE 80
FIGURA 56 SATURACIOacuteN Y CAPACIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 57 TEMPERATURA Y CONDUCTIVIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 58 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO COMPLEX THCONTAB 84
FIGURA 59 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO
COMPLEX THCONTAB 85
xiii
FIGURA 510 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 86
FIGURA 511 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL
COMPLEX THCONTAB 87
FIGURA 512 CONTRASTE ENTRE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
Y UN MODELO DISCRETO COMPLEX CON THCONTAB 88
FIGURA 513 CONTRASTE DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO INTEGRAL COMPLEX Y
LA CONDUCTIVIDAD TOTAL Y DE LA ROCA DE UN MODELO INTEGRAL CON THCONTAB 89
FIGURA 514 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD CAPACIDAD
CALORIacuteFICA TEMPERATURA Y SATURACIOacuteN TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
CON UN MODELO INTEGRAL COMPLEX 91
FIGURA 515 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO
DISCRETO COMPLEX THCONTAB Y UN MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 92
xiv
LISTA DE TABLAS
TABLA 21 GRAVEDAD API DE LOS HIDROCARBUROS 13
TABLA 22 POROSIDAD DE LOS MINERALES DE YACIMIENTOS 17
TABLA 23 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DEL AGUA 21
TABLA 41 VALORES DE LAS DIMENSIONES DE LAS MUESTRA A ESTUDIAR 43
TABLA 42 CONDICIONES EMPLEADAS EN LA TEacuteCNICA DE RMN 45
TABLA 43 COMPOSICIOacuteN DE LA SALMUERA 50
TABLA 44 DIMENSIONES DE LA MUESTRA EN FORMA DE CILINDRO 55
TABLA 45 DIMENSIONES DE LAS CELDAS DEL MALLADO 56
TABLA 46 INFORMACIOacuteN PETROFIacuteSICA DE LA MUESTRA 56
TABLA 47 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO DISCRETO 59
TABLA 48 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO INTEGRAL 59
TABLA 49 VALORES POR DEFECTOS DEL SIMULADOR 60
TABLA 410 VISCOSIDAD DE LOS FLUIDOS CON SU RESPECTIVA TEMPERATURA 63
TABLA 411 MODIFICACIONES EN LA SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
TABLA 51 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DE STAR Y OBTENIDO EXPERIMENTALMENTE 75
TABLA 52 SENSIBILIDADES DE LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA 75
TABLA 53 VALORES DE CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE STAR Y OBTENIDO
EXPERIMENTALMENTE 82
TABLA 54 SENSIBILIDADES DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE LA ROCA 82
1
INTRODUCCIOacuteN
Debido a la merma de crudos livianos y medianos a nivel mundial y nacional
aunado a los altos costos de la energiacutea y la necesidad de restituir la reserva se
estaacute incentivando a la empresa petrolera nacional a explotar de forma eficiente
las reservas de crudos pesados y extra-pesados a un ritmo maacutes acelerado los
cuales se caracterizan seguacuten la API (American Petroleum Institute) por ser
poseedores de altas viscosidades dificultando asiacute el proceso de explotacioacuten y
extraccioacuten (PDVSA 2010)
Dadas las reservas que de estos tipos de crudos en Venezuela se presentan en la
Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se ha establecido como reto el trabajar en
mejorar e innovar en tecnologiacuteas a nivel de exploracioacuten y explotacioacuten con la
finalidad de garantizar la mayor optimizacioacuten de los recursos proteger la
integridad del yacimiento y disminuir el impacto ambiental Entre los aspectos
maacutes importantes a tener en cuenta destaca la necesidad de contar con una
correcta caracterizacioacuten del yacimiento ya que eacutesta brinda la informacioacuten
baacutesica necesaria para definir la tecnologiacutea maacutes adecuada para el proceso de
explotacioacuten del yacimiento (Doumat 2016)
En particular para el caso de los yacimientos de crudos pesados y extra-
pesados existen diversas tecnologiacuteas para su extraccioacuten y explotacioacuten de
acuerdo a un proceso de recuperacioacuten mejorada de hidrocarburos (RMH)
dentro de las cuales destacan aquellos basados en meacutetodos teacutermicos (Ferrer
2009) Para la aplicacioacuten de estos meacutetodos en particular es necesario contar con
una evaluacioacuten de las propiedades teacutermica del yacimiento la cual usualmente
poco se ejecuta pero que resulta de gran importancia ya que permite conocer
coacutemo ocurre la transferencia de calor en el sistema dadas las dificultades
presentadas principalmente por las altas viscosidades encontradas en estos tipos
2
de crudos Es por ello que la estimacioacuten de propiedades teacutermicas del
yacimiento como difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad caloriacutefica y
conductividad teacutermica debe ser realizada previo a la seleccioacuten de la tecnologiacutea
a implementar para la extraccioacuten del crudo con la finalidad de conocer su
influencia en las propiedades de interaccioacuten roca-fluido que toman vida en el
yacimiento al implementar dichas tecnologiacuteas
Los paraacutemetros teacutermicos de los yacimientos asociados a la Empresa Mixta
Petrocarabobo a considerar en este trabajo son obtenidos de las pruebas de
laboratorio empleando las teacutecnicas de Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN) y
Calorimetriacutea estos seraacuten utilizados para evaluar su impacto en la transferencia
de calor mediante una simulacioacuten numeacuterica empleando el software Starsreg de
la empresa canadiense CMG (Computer Modelling Group) Asiacute en funcioacuten a lo
anteriormente expuesto en este estudio se plantea evaluar el efecto de las
propiedades teacutermicas sobre un sistema de yacimiento de forma discreta y
continua entendieacutendose por evaluacioacuten discreta el escenario donde cada uno
de los componentes del sistema (arena agua y crudo) son estudiados por
separado mientras que el continuo representa el sistema roca-fluido evaluado
como un solo elemento
3
CAPIacuteTULO I
EL PROBLEMA
11 Planteamiento de problema
La caracterizacioacuten de los yacimientos contempla en teacuterminos generales todos
aquellos estudios previos que se realizan para conocer las propiedades del
sistema roca-fluido a fin de optimizar los consiguientes procesos y por ende
entre otros aspectos mitigar los costos durante la explotacioacuten A nivel teacutermico
los fenoacutemenos asociados a esta caracterizacioacuten son actualmente determinados
de forma empiacuterica a condiciones ideales o por teacutecnicas que finalmente soacutelo
estiman la conductividad teacutermica de las rocas razoacuten por la cual se plantea en
este trabajo evaluar la influencia de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma
discreta y continua para un yacimiento petroliacutefero de arena no consolidada y
crudo extra-pesado asociado al Bloque Carabobo de la Faja Petroliacutefera del
Orinoco bajo una metodologiacutea experimental de tipo evaluativa a traveacutes del
simulador numeacuterico CMG Starsreg
12 Objetivos de la investigacioacuten
121 Objetivo general
Evaluar el impacto de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma discreta y
continua para un yacimiento asociado a la Faja Petroliacutefera del Orinoco a traveacutes
de simulacioacuten numeacuterica
4
122 Objetivos especiacuteficos
Recopilar la informacioacuten disponible de anaacutelisis experimentales en
propiedades teacutermicas de yacimientos de la FPO asiacute como las de
propiedades baacutesicas y de interaccioacuten roca fluidos
Construir el modelo de simulacioacuten numeacuterica para representar los
fenoacutemenos teacutermicos
Evaluar los escenarios de simulacioacuten resultantes de considerar las
variables teacutermicas de forma discreta y continua
Cotejar el impacto de los fenoacutemenos teacutermicos sobre los resultados
obtenidos en las simulaciones ejecutadas para los escenarios planteados
(discreto y continuo)
13 Justificacioacuten de la investigacioacuten
En la Faja Petroliacutefera del Orinoco los pozos estaacuten asociados a crudos pesados y
extra-pesados con viscosidades altas entre 1000 y 13000 cP aproximadamente
para el crudo vivo y viscosidades de hasta maacutes de 1000000 cP para el crudo
muerto lo cual dificulta las pruebas experimentales a nivel de laboratorio
Dadas estas condiciones es necesario estudiar las tecnologiacuteas existentes que
tienen lugar en el proceso de extraccioacuten de crudo debido a las dificultades que
se presentan al desplazar un fluido de tan alta viscosidad a traveacutes del medio
poroso que constituye el yacimiento (PDVSA 2006)
La tecnologiacutea maacutes empleada para estos tipos de crudos y que ha brindado
buenos resultados es la aplicacioacuten de meacutetodos teacutermicos con el fin de disminuir
la viscosidad del petroacuteleo para facilitar su movilidad a traveacutes del medio poroso
Es por ello que surge la necesidad de profundizar en el estudio de los
fenoacutemenos teacutermicos y asiacute garantizar la eficiencia de la aplicacioacuten de energiacuteas
5
adicionales para obtener una mayor explotacioacuten y produccioacuten que beneficie los
intereses de las compantildeiacuteas petroleras generando mayores ingresos
Entre los fenoacutemenos teacutermicos maacutes relevantes que toman lugar durante estos
procesos es importante resaltar la difusividad teacutermica la cual brinda
informacioacuten de la propagacioacuten de energiacutea a traveacutes de un medio (Cengel 2011)
el calor especiacutefico que indica la cantidad de calor necesaria a aplicar para que
un cuerpo eleve su temperatura un grado la capacidad caloriacutefica que indica la
cantidad de calor necesaria para aumentar un grado centiacutegrado la temperatura
de un volumen de sustancia determinado y por uacuteltimo la conductividad teacutermica
que muestra la capacidad de un cuerpo para conducir el calor a traveacutes de eacutel
(Cengel 2011)
Debido a que la evaluacioacuten experimental de estas propiedades teacutermicas es
compleja y costosa dentro de la industria petrolera en los uacuteltimos antildeos se ha
recurrido a ecuaciones empiacutericas como las reportadas por (Seto et al 1991) en
esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis como RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten
numeacuterica con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un
sistema en el que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y
continua para a su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y
calorimetriacutea para determinar dichas propiedades teacutermicas
14 Alcance de la investigacioacuten
Evaluar los paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma continua y discreta a traveacutes
de una simulacioacuten numeacuterica de yacimiento que permita determinar el impacto
de cada una de las variables teacutermicas sobre la dinaacutemica de los fluidos en
consideracioacuten para cada una de las condiciones indicadas continua y discreta
asiacute como establecer cuaacutel de estas dos condiciones experimentales en la
6
evaluacioacuten de los paraacutemetros teacutermicos es maacutes rentable y efectivo para el estudio
de fenoacutemenos teacutermicos difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad
caloriacutefica y conductividad teacutermica
15 Limitaciones
Como una de las principales limitaciones del trabajo se presenta el posible
vencimiento de la licencia del software de simulacioacuten de yacimientos empleado
en la investigacioacuten (Starsreg de CMG) De igual manera la disponibilidad de
paraacutemetros experimentales que aporten informacioacuten de los fenoacutemenos teacutermicos
sobre sistemas de yacimientos que permitan obtener una caracterizacioacuten maacutes
amplia de la influencia de los mismos sobre los resultados de la simulacioacuten
Ademaacutes se debe tener en consideracioacuten los siguientes aspectos
Los datos de las propiedades se obtienen de pruebas de laboratorio para
crudo extra-pesados de la FPO
Los datos utilizados corresponden a resultados de experimentos a
saturacioacuten de agua irreducible (Swirr) 85 sin presencia de gas en el
sistema
Los modelos existentes en los simuladores representan correlaciones
desarrolladas con petroacuteleo convencional mientras que en este estudio se
utiliza petroacuteleo extra-pesado Tanto en las ecuaciones de mezclas de las
fases liquida y gaseosa como en la dependencia con temperatura de las
propiedades teacutermicas
La evaluacioacuten del comportamiento integral implica asignacioacuten de la
propiedad igual para todas las fases presentes mientras que la discreta
especifica los valores individuales
7
Se realiza una verificacioacuten del efecto de la variacioacuten de las propiedades
teacutermica en el comportamiento transitorio de la temperatura y la diferencia
al considerar los enfoques discreto e integral
El estudio no pretende ser riguroso ni presentar el estado del arte de las
propiedades teacutermicas involucradas en el flujo de fluidos
No se estudia el efecto de la temperatura en las curvas de permeabilidad
relativa
8
CAPIacuteTULO II MARCO TEOacuteRICO
MARCO TEOacuteRICO
21 Antecedentes de la investigacioacuten
Anand et al (1973) ldquoPredicting Thermal Conductivities of formations From
Other Know Propertiesrdquo
Obtuvieron correlaciones para la estimacioacuten de la conductividad teacutermica de
areniscas saturadas de liacutequido con un conocimiento de la conductividad de la
arenisca seca y de las propiedades del fluido que la satura
La conductividad teacutermica de la roca seca ha mostrado ser funcioacuten de la
densidad el espacio poral el tamantildeo y tipo de grano cementacioacuten y
composicioacuten mineral La conductividad teacutermica de materiales que tienen
estructura cristalina como el cuarzo decrece con el incremento de temperatura
Zierfuss y Van der Vliet realizaron estudios para arenas consolidadas donde
establecieron que la conductividad teacutermica aumentaba si la permeabilidad y la
porosidad aumentaba
Guiados por la correlacioacuten de Tikhomirov (para rocas secas) se obtuvieron una
familia de curvas descritas por la ecuacioacuten de Somerton (para las areniscas
saturadas) que toma en cuenta la variacioacuten de la temperatura Los cambios de
fase afectan la conductividad pero esto es un efecto de la saturacioacuten del fluido
en lugar de un efecto de temperatura en siacute
La compresioacuten es una fuerza opuesta a la presioacuten de poro si la presioacuten de poro
disminuye entonces gobernara la compresioacuten y aumentara la conductividad
teacutermica porque causara mayor contacto La presioacuten de poro puede estar
asociada al comportamiento del fluidos contenido en los poros y la reduccioacuten
de la presioacuten de poro puede deberse a la vaporizacioacuten de alguno de los fluidos y
9
esto puede causar la reduccioacuten de la conductividad teacutermica sin embargo esto
se atribuye a un efecto de saturacioacuten y no de presioacuten de poro en siacute
Somerton et al (1974) ldquoThermal Behavior of Uncosolidated Oil Sandsrdquo
La conductividad teacutermica de las arenas petroliacuteferas no consolidadas han sido
medidas y correlacionadas con otras propiedades fiacutesicas del sistema roca-fluido
donde se ha determinado que el fluido mojante tiene un efecto dominante en el
valor de la conductividad y ademaacutes el soacutelido con mayor porcentaje en la
composicioacuten de la roca
Explica que para las arenas consolidadas la conductividad teacutermica de la arena
saturada con salmuera es de 2 a 3 veces mayor que la conductividad teacutermica de
la arena seca Mientras que para las arenas no consolidadas las arenas saturas de
salmuera son de 6 a 8 veces la conductividad teacutermica de la arena seca
Los efectos de la variacioacuten de la temperatura en la conductividad teacutermica para
las arenas no consolidadas son relativamente pequentildeos y pueden ser evaluados
con una simple ecuacioacuten lineal igualmente los efectos de la variacioacuten de la
presioacuten La conductividad teacutermica de la roca seca es baja por el contacto entre
granos la fase mojante aumenta la conexioacuten y asiacute aumenta la conductividad
En las arenas es importante tambieacuten el efecto de la porosidad y la conductividad
de los soacutelidos aunque presenta menor importancia la conductividad tambieacuten es
afectada por el tamantildeo de granos forma y distribucioacuten permeabilidad y
resistividad eleacutectrica son los factores maacutes relacionados la conductividad
teacutermica pero solo en cuanto a otras propiedades como el tamantildeo de los poros
la forma y la tortuosidad que a su vez se relacionan con la conductividad
teacutermica
Desarrollaron un modelo matemaacutetico para predecir que la conductividad de
algunas rocas saturadas incrementa casi linealmente con el aumento de la fase
mojante y hay una gran disminucioacuten de la conductividad entre la saturacioacuten de
10
agua connata y el 100 por ciento de la saturacioacuten del fluido no mojante Chu
antildeadioacute el teacutermino de saturacioacuten en la ecuacioacuten
Maiquiza (2008) ldquoEstudio de recuperacioacuten mejorada de petroleo por
inyeccion de agua caliente en un yacimiento de crudos pesados de un campo
del oriente ecuatorianordquo
Se presenta el meacutetodo de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo por inyeccioacuten de
agua caliente ademaacutes incluye las propiedades teacutermica de las rocas y de los
fluidos y sus respectivas ecuaciones
Los mecanismos de recuperacioacuten de petroacuteleo en un yacimiento de crudos
pesados por inyeccioacuten de agua caliente se debe al mejoramiento de la movilidad
del petroacuteleo como resultado de la reduccioacuten de su viscosidad debido al
incremento de la temperatura durante el anaacutelisis del proyecto consiguioacute
mejorar la relacioacuten de movilidad de 7457 a la temperatura inicial del
yacimiento de 200ordmF a un valor de 3831 a una temperatura de 328ordmF Los
mecanismos de recuperacioacuten del crudo durante los procesos de recuperacioacuten
mejorada dependen de las propiedades que tenga el crudo es decir si se trata de
un crudo liviano pesado o extra-pesado Al mejorar la relacioacuten de movilidad
con la inyeccioacuten de agua caliente se consigue mejorar la eficiencia de
desplazamiento de 0512 a 0542 Un proceso de inyeccioacuten de agua caliente se
debe aplicar en yacimientos donde la viscosidad sea relativamente alta mayor a
50 Cp
Al realizar una comparacioacuten entre el modelo de inyeccioacuten convencional de agua
y la inyeccioacuten de agua caliente la eficiencia en la recuperacioacuten de petroacuteleo es un
poco menor del doble en la inyeccioacuten de agua caliente
Bricentildeo (2015) ldquoTransferencia de calor en los yacimientos petroleros y sus
ecuaciones de estadordquo
11
Las consideraciones generales para estudiar la transferencia de calor mediante
procesos teacutermicos son presioacuten porosidad espesor de la arena movilidad del
petroacuteleo Las propiedades teacutermicas maacutes importantes de los fluidos desde el
punto de vista teacutermico viscosidad densidad calor especiacutefico conductividad
teacutermica conductividad teacutermica de liacutequidos y gases conductividad teacutermica de
rocas capacidad caloriacutefica de rocas saturadas Trata la transferencia de calor
mediante la utilizacioacuten de calentadores de fondo (inyeccioacuten de fluidos calientes
y combustioacuten in situ) y los mecanismos de transferencia de calor en la
formacioacuten conduccioacuten y conveccioacuten
Doumat (2016) ldquoEvaluacioacuten de las propiedades teacutermicas del yacimiento no
consolidado campo Petrocarabobo de la Faja Petroliacutefera del Orinocordquo
El objetivo de este trabajo fue evaluar las propiedades teacutermicas del yacimiento
petroliacutefero no consolidado asociado del Campo Petrocarabobo de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco considerando las teacutecnicas de RMN y calorimetriacutea a fin
estudiar el comportamiento de la transferencia de calor en este yacimiento Se
realizoacute una comparacioacuten de los resultados obtenidos en un rango de temperatura
entre 50 y 200degC para el sistema de yacimiento con fluidos y para el sistema de
yacimiento sin fluidos evaluando la difusividad teacutermica el calor especiacutefico la
capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica
22 Bases teoacutericas
En las bases teoacutericas se describen principios definiciones y suposiciones que
sirven de soporte para evaluar la influencia de las propiedades teacutermicas
involucradas en el flujo de fluidos en el yacimiento mediante la transferencia de
masa (flujo de fluidos) y energiacutea al sistema (conduccioacuten de calor)
12
221 Yacimiento
Un yacimiento puede ser definido como una unidad geoloacutegica de volumen
limitado porosa y permeable capaz de contener hidrocarburos liacutequidos yo
gaseosos a traveacutes de la cual estos fluidos pueden desplazarse para ser
recuperados bajo presiones existentes o aplicadas externamente Estaacute
constituido por dos elementos fundamentales el medio recipiente y los fluidos
almacenados en ese medio Implica la correlacioacuten de dos aspectos baacutesicos para
la industria petrolera las consideraciones geoloacutegicas y las propiedades de los
fluidos contenidos en el yacimiento (Escobar 2004)
2211 Yacimientos consolidados
Son aquellos que por lo general tienen mayor cantidad de material cementante
que permite que el nivel de cohesioacuten entre los granos sea elevado es decir que
los granos esteacuten fuertemente compactados sumado al efecto de soterramiento
(Araujo 2004)
2212 Yacimientos no consolidados
Son aquellos que suelen tener poco material de matriz (material de
cementacioacuten) que mantenga unido los granos de arena y por lo general tambieacuten
se conoce con el nombre de arenas poco consolidadas constituidas por
formaciones terciarias joacutevenes (Araujo 2004)
222 Fluidos contenidos en los yacimientos
Las rocas de yacimiento contienen agua de formacioacuten petroacuteleo y gas siendo
los dos uacuteltimos fluidos compuestos orgaacutenicos (Carbono e Hidroacutegeno)
normalmente denominados hidrocarburos (Araujo 2004)
2221 Agua de formacioacuten
Es agua salada atrapada en los intersticios de los sedimentos de un yacimiento
durante su deposicioacuten Tambieacuten se conoce como agua intersticial o agua
connata El agua de formacioacuten resulta ser de 3 a 4 veces maacutes salina que el agua
de mar y contiene en promedio 35 en peso o 35000 ppm de Cloruro de
13
Sodio (NaCl) Entre los iones predominantes en las sales disueltas presentes en
las aguas de formacioacuten se encuentran Na+ K
+ Mg
++ Ca
++ Ba
++ Li
+ Cl
ndash
NO3ndash CO3
= HCO3
ndash y SO4
= (Araujo 2004)
2222 Hidrocarburos (Crudo)
Los hidrocarburos son compuestos formados por cadenas lineales o ramificadas
de carbonos unidas por enlaces de hidroacutegeno De acuerdo a las condiciones de
presioacuten y temperatura del yacimiento los hidrocarburos pueden encontrarse en
estado liacutequido o gaseoso Ademaacutes en el medio poroso de la roca el crudo
puede estar acompantildeado por trazas de oxiacutegeno nitroacutegeno azufre y ciertos
metales como el vanadio hierro niacutequel cobre entre otros (Bear 1972) Eacutestos
se clasifican en livianos medianos pesados y extra-pesados seguacuten sus dos
propiedades maacutes relevantes (densidad y gravedad degAPI) como se muestra en la
Tabla 21 (Araujo 2014)
Tabla 21 Gravedad API de los Hidrocarburos
Crudo Densidad
(gcm3)
degAPI
Extra-pesado gt 1 lt10
Pesado 10 - 092 1000 - 2230
Mediano 092 - 087 2230 - 3110
Ligero 087 - 083 3110 - 3900
Suacuteper Ligero lt 083 gt39
Fuente Araujo (2004)
223 Grados API
Es una escala de medicioacuten utilizada para hidrocarburos basaacutendose en su peso
especiacutefico es decir con relacioacuten al agua con la cual se define la calidad del
crudo (liviano mediano pesado extra-pesado) (PDVSA 2010)
224 Crudos Extra-pesados
El teacutermino se refiere a todo tipo de crudo cuya densidad medida en Gravedad
API es menor que 10degAPI es maacutes pesado que el agua y su viscosidad libre de
14
gas estaacute por debajo de los 10000 cP a temperatura de yacimiento y a presioacuten
atmosfeacuterica Posee ademaacutes un contenido aproximado de azufre de 35 y un
contenido de metales de aproximadamente 488 ppm (V Ni entre otros)
Debido a estas caracteriacutesticas el crudo extra-pesado tiene problemas de
movilidad tanto en el yacimiento como en la superficie
Tanto los crudos pesados como los extra-pesados se caracterizan entre otras
cosas por contener una elevada porcioacuten de fracciones de hidrocarburos de alto
peso molecular y tener un mayor contenido de heteroaacutetomos indeseables (S N
O entre otros)
En el oriente de Venezuela se encuentran las mayores reservas de este tipo de
crudo en el mundo depoacutesito conocido actualmente como Faja Petroliacutefera del
Orinoco En dicho depoacutesito las propiedades y calidades de los fluidos variacutean
considerablemente de norte a sur pudieacutendose encontrar hacia el norte crudos
pesados de unos 17degAPI y al sur crudos extra-pesados de hasta 4degAPI (Fiorillo
1987)
225 Recuperacioacuten Teacutermica
Proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las
acumulaciones subterraacuteneas (yacimiento) de compuestos orgaacutenicos con el
propoacutesito de producir hidrocarburos a traveacutes de los pozos
En el caso de petroacuteleos viscosos se utiliza calor para mejorar la eficiencia de
desplazamiento y su nivel de extraccioacuten La reduccioacuten de la viscosidad del
petroacuteleo que acompantildea al incremento de temperatura permite no solo que el
petroacuteleo fluya maacutes faacutecilmente sino tambieacuten resulta en una relacioacuten de movilidad
maacutes favorable durante te desplazamiento de petroacuteleo con agua (Bricentildeo 2015)
La figura 21 representa un ejemplo graacutefico de la viscosidad que puede
presentar un crudo en el yacimiento y la que adquiririacutea posteriormente al aplicar
15
alguacuten proceso teacutermico que le agregue un diferencial de temperatura extra al
yacimiento
Figura 21 Viscosidad del crudo vs Temperatura Fuente Puerta (2015)
Los beneficios obtenidos con los meacutetodos teacutermicos son la reduccioacuten de la
saturacioacuten del crudo residual a consecuencia de la expansioacuten teacutermica aumento
de la eficiencia areal por efecto de la mejora en la razoacuten movilidad destilacioacuten
con vapor y craqueo teacutermico
2251 Clasificacioacuten de los procesos de recuperacioacuten teacutermica
Los procesos teacutermicos de extraccioacuten utilizados hasta el presente se clasifican en
dos tipos aquellos que implican la inyeccioacuten de un fluido caliente en el
yacimiento y los que utilizan la generacioacuten de calor en el propio yacimiento A
estos uacuteltimos se les conoce como ldquoProcesos In Siturdquo entre los cuales cabe
mencionar el proceso de Combustioacuten In Situ Tambieacuten se pueden clasificar
como Desplazamientos Teacutermicos o Tratamientos de Estimulacioacuten Teacutermica
(Bricentildeo 2015)
22511 Inyeccioacuten de fluidos calientes
Los procesos de inyeccioacuten de fluidos calientes envuelven la inyeccioacuten de
fluidos previamente calentados en yacimientos relativamente friacuteos La variedad
de fluidos incluyen los maacutes comunes como el agua (tanto liacutequida como en
forma de vapor) y el aire hasta otros gases de combustioacuten y solventes (Bricentildeo
2015)
16
22512 Recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua caliente
La inyeccioacuten de agua caliente es un proceso teacutermico de desplazamiento es
probablemente el proceso teacutermico de recuperacioacuten maacutes simple y seguro En
algunos casos dependiendo de las caracteriacutesticas del yacimiento puede ser el
maacutes econoacutemico y ventajoso el proceso consiste en inyectar agua caliente a
traveacutes de un cierto nuacutemero de pozos y producir el petroacuteleo por otros Los pozos
de inyeccioacuten y produccioacuten se perforan en arreglos tal como en los procesos de
inyeccioacuten convencional de agua (waterflooding) o la inyeccioacuten continua de
vapor
La inyeccioacuten de agua caliente involucra el flujo de dos fases agua y petroacuteleo
En este sentido los elementos de la inyeccioacuten de agua caliente son
relativamente faacuteciles de describir ya que se trata baacutesicamente de un proceso de
desplazamiento en el cual el petroacuteleo es desplazado inmisciblemente tanto por
agua caliente como friacutea Se aplican a crudos relativamente viscosos
permitiendo asiacute mejorar las condiciones de desplazamiento desde yacimiento
hasta la superficie (Bricentildeo 2015)
Figura 22 Inyecciones de agua caliente Fuente Bricentildeo (2015)
226 Propiedades petrofiacutesicas de la roca
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la roca de yacimiento incluyen la permeabilidad y
la porosidad las cuales indican el comportamiento que puede describir la roca
al interactuar con los fluidos de yacimientos (Araujo 2004)
17
2261 Porosidad (120601)
La porosidad es una medida del espacio vaciacuteo existente entre granos dentro de
la roca expresada como una fraccioacuten (o porcentaje) del volumen total de la roca
Representa el porcentaje del volumen total de la roca que estaacute constituido por el
espacio poroso en la Tabla 22 se reportan algunos valores de porosidad de los
minerales que conforman los sistemas de yacimientos (Araujo 2004)
Tabla 22 Porosidad de los minerales de yacimientos
Material Porosidad
()
Arena 25 - 50
Limo 25 - 50
Arcilla 40 - 70
Basalto Fracturado 5 - 50
Dolomita 0 - 20
Roca Cristalizada Fracturada 0 - 10
Roca Cristalina Densa 0 - 5
Fuente Araujo (2004)
Los yacimientos con baja porosidad tienden a no ser explotables desde el punto
de vista econoacutemico siendo valores comunes de porosidad para formaciones
consolidadas entre 10 y 25 llegando hasta 50 o maacutes en arenas no
consolidadas (Araujo 2004)
2262 Permeabilidad (K)
La permeabilidad de un medio poroso es la habilidad que presenta eacuteste para
dejar pasar un fluido a traveacutes de sus poros interconectados yo red de fracturas
es decir es una caracteriacutestica de la roca Como la permeabilidad depende de la
continuidad de los poros no existe en teoriacutea una uacutenica relacioacuten entre la
porosidad absoluta de una roca y su permeabilidad (Araujo 2004)
2263 Saturacioacuten del fluido
Fraccioacuten del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes
(Araujo 2004) Se identifica Sw como saturacioacuten de agua y So saturacioacuten de
petroacuteleo
18
2264 Tapoacuten
Es una muestra de un nuacutecleo de arena no consolidada que es tomada de la
formacioacuten rocosa y que tiene forma similar a un cilindro empacada de tal
manera facilitando asiacute su manipulacioacuten y permitiendo el anaacutelisis experimental
de la misma (Araujo 2004)
227 Propiedades teacutermicas en los yacimientos
Las propiedades teacutermicas son de gran importancia debido a que son una parte
fundamental en el estudio de transporte de energiacutea en forma de calor en
sistemas roca-fluidos aplicado en la prediccioacuten de la explotacioacuten de
yacimientos petroliacuteferos Las propiedades maacutes importantes son las que se
describen a continuacioacuten
2271 Calor especiacutefico (Ce)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a una unidad por masa para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de correlaciones
o encontrarse tabulada Chevertenkov et al (2013) Su unidad de medida es
energiacutea en forma de calor entre unidad de masa por temperatura en escala de
laboratorio las unidades son JKg degC Se calcula con la siguiente ecuacioacuten
119862119890 = ((119872119907119888lowast119862119890119907119888)+(119872119905lowast119862119890119905lowast119879119894119905)))
119872119904lowast(119879119904minus119879119890) (Ec1)
Donde
Ce calor especiacutefico (JKg degC) Mvc masa del vaso calorimeacutetrico (Kg) Cevc
calor especiacutefico del vaso calorimeacutetrico (JKg degC) Mt masa del termoacutemetro
(Kg) Cet calor especiacutefico del termoacutemetro (JKg degC) Te temperatura (degC) y Ts
temperatura del soacutelido (degC)
2272 Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cv)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a la unidad de volumen para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de
correlaciones o encontrarse tabulada (Maiquiza 2008) Su unidad de medida es
19
energiacutea en forma de calor entre unidad de volumen por temperatura en escala
de laboratorio las unidades son (Jcm3degC) Su expresioacuten matemaacutetica
119862119907 = 120588 lowast 119862119890 (Ec2)
Donde
Cv capacidad caloriacutefica (Jcm3degC) ρ densidad (Kgcm3) Ce Calor especiacutefico
(JKg degC)
2273 Difusividad teacutermica (120630)
Esta determina la velocidad con la que se desplaza un frente de temperatura a
traveacutes del medio Chevertenkov et al (2013) Su unidad es medida es de aacuterea
entre tiempo a escala de laboratorio Las unidades son (m2s) Para obtener su
valor se emplea la siguiente ecuacioacuten
120572 = 119896
120588119862119890 (Ec3)
Donde
120572 difusividad teacutermica del material (m2s) K conductividad teacutermica
(JcmmindegC) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg
degC)
2274 Conductividad teacutermica (K)
Es una propiedad del material que indica la cantidad de calor transferida por
unidad de tiempo a traveacutes del material por unidad de aacuterea transversal normal un
gradiente unitario de temperatura bajo condiciones de estado estacionario y en
la ausencia de cualquier movimiento de fluido o partiacuteculas En general la
conductividad teacutermica de cualquier material variacutea con la presioacuten y la
temperatura En muchos caacutelculos de ingenieriacutea de yacimientos los valores
promedio sobre las condiciones esperadas son adecuados a menos que exista
un cambio de fase Prats (1987) Su unidad de medida es energiacutea en forma de
calor entre unidad de longitud por unidad de tiempo por temperatura en escala
20
de laboratorio las unidades son (JcmmindegC) Se calcula mediante la siguiente
operacioacuten
119870 = 120572 lowast 120588 lowast 119862119890 (Ec4)
Donde
K conductividad teacutermica (JcmmindegC) 120572 difusividad teacutermica del material
(m2s) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg degC)
22741 Conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se obtiene mediante una relacioacuten propuesta por Cragoe (ecuacioacuten 5) para
fracciones de petroacuteleos y mezclas de hidrocarburos en general
119870119900 =00677(1minus0000(119879minus32))
radicγo (Ec5)
Donde Ko conductividad teacutermica (BTUhrmiddotpiemiddotdegF) T temperatura (degF) γo
gravedad especiacutefica del petroacuteleo Posteriormente llevado a las unidades de labo-
ratorio
22742 Conductividad teacutermica del agua
Se obtiene a partir de una interpolacioacuten con los valores reportados en una
tabla en la paacutegina web de la faculta de ingenieriacutea de la Universidad de
Buenos Aires
21
Tabla 23 Valores de conductividad teacutermica del agua
228 Calorimetriacutea
La calorimetriacutea se basa en la medicioacuten del calor a traveacutes del principio en que
dos sustancias que inicialmente estaacuten a diferentes temperaturas buscaraacuten
estabilizarse teacutermicamente sin cambiar de fase o composicioacuten transfiriendo
calor dentro del sistema hasta alcanzar una temperatura de equilibrio esta se
puede realizar a traveacutes de un recipiente adiabaacutetico donde la energiacutea no puede
atravesar el sistema aunque este tipo de sistemas no existen en la realidad lo
maacutes parecido es un termo Un caloriacutemetro es una especie de olla con tapa
conserva bien el friacuteo y el calor (Fourty 2013)
Se usa la medicioacuten del calor para evaluar el calor especiacutefico (a traveacutes de la
ecuacioacuten 1) y una vez obtenido el calor especiacutefico a traveacutes de la calorimetriacutea se
puede determinar la capacidad caloriacutefica (mediante la ecuacioacuten 2) de una
sustancia soacutelida o liacutequida
229 Transferencia de calor
Es un proceso por el que se intercambia energiacutea en forma de calor entre
distintos cuerpos o entre diferentes partes de un mismo cuerpo que estaacuten a
distinta temperatura y fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a
regiones de bajas temperaturas El calor se transfiere mediante conveccioacuten
22
radiacioacuten o conduccioacuten Aunque estos tres procesos pueden tener lugar
simultaacuteneamente puede ocurrir que uno de los mecanismos predomine sobre
los otros dos (Bricentildeo 2015)
2291 Meacutetodos de transferencia de calor
Por definicioacuten calor es la energiacutea que se transfiere como resultado de una
diferencia o gradiente de temperatura Matemaacuteticamente es una cantidad
vectorial que fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a regiones de
bajas temperaturas (Maiquiza 2008) Los mecanismos baacutesicos de transferencia
de calor son
22911 Conduccioacuten
Es la transferencia de calor de una parte de un cuerpo a alta temperatura a otra
parte del mismo a menor temperatura o de un cuerpo a alta temperatura a otro
cuerpo a menor temperatura en contacto fiacutesico con eacutel La ley fiacutesica que
describe el calor por conduccioacuten se conoce como la primera Ley de Fourier
propuesta en 1822 (Bricentildeo 2015)
22912 Radiacioacuten
Es el proceso por el cual el calor es transferido por ondas electromagneacuteticas
(Bricentildeo 2015)
22913 Conveccioacuten
La transferencia de energiacutea en forma de calor se da desde una superficie hacia
un fluido (gas o liacutequido) en movimiento o del fluido en movimiento hacia la
superficie en contacto con eacutel o de una parte de fluido en movimiento a mayor
temperatura hacia otra parte del mismo fluido a menor temperatura Si el
movimiento del fluido se debe a la aplicacioacuten de alguna fuerza (bomba
abanico etc) se dice que existe conveccioacuten forzada Si el fluido se mueve por
diferencia de densidades debido a diferencias de temperaturas se dice que hay
conveccioacuten libre (Maiquiza 2008) Ejemplo flujo de agua caliente vapor que
condensa en direccioacuten del flujo
23
2210 Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN)
La RMN se basa en la respuesta de los nuacutecleos de hidroacutegeno cuando son
expuestos a un campo magneacutetico de alta homogeneidad Su principio fiacutesico
consta de un nuacutecleo de un elemento cuando es colocado bajo el efecto de un
campo magneacutetico este se puede alinear en la misma direccioacuten del campo o en
contra de eacutel diferenciaacutendose dos estados de energiacutea en donde el nivel de baja
energiacutea tambieacuten es denominado estado de equilibrio Debido a que la diferencia
entre ambos estados de equilibrio es muy pequentildea ciertas perturbaciones hacen
que los aacutetomos cambien faacutecilmente de un estado de energiacutea a otro (se crea una
situacioacuten de resonancia) emitiendo cierta cantidad de radiacioacuten en este proceso
siendo estas ondas lo que se capta en una herramienta de RMN lo cual
constituye el principio fiacutesico de su funcionamiento
El nuacutecleo de hidroacutegeno se puede considerar como una barra imantada cuyo eje
magneacutetico estaacute alineado con el eje del momento rotacional del nuacutecleo Cuando
no existe la influencia de ninguacuten campo magneacutetico los nuacutecleos estaacuten alineados
al azar El hidroacutegeno posee momento magneacutetico y es un elemento abundante
en los fluidos contenidos en el espacio poroso de las rocas Las herramientas de
RMN desarrolladas hasta ahora para la evaluacioacuten de formaciones son aplicadas
a la manipulacioacuten de nuacutecleos de hidroacutegeno el cual posee un solo protoacuten Grillo
et al (2014)
2211 Simulacioacuten de yacimientos
La simulacioacuten de yacimientos es una ciencia que combina la fiacutesica la
matemaacutetica la geologiacutea la ingenieriacutea de yacimientos y programacioacuten de
computadores para desarrollar herramientas que pronostiquen el
comportamiento de los yacimientos de hidrocarburos bajo diferentes
condiciones de operacioacuten (Sepuacutelveda 2005)
Esta ciencia es indispensable para obtener predicciones aproximadas del
desarrollo de un yacimiento Dicha necesidad nace del hecho que un proyecto
de recuperacioacuten de un campo de hidrocarburos involucra una inversioacuten de
24
cientos de millones de doacutelares y presenta varios riesgos que estaacuten asociados con
el desarrollo seleccionado y por tanto se precisa la evaluacioacuten y minimizacioacuten
de dichos riesgos Los factores que contribuyen al riesgo incluyen
Complejidad del yacimiento debido a las propiedades de
heterogeneidad y anisotropiacutea de las rocas
Variaciones regionales del flujo de fluidos y caracteriacutesticas de las
curvas de permeabilidades relativas
Complejidad del mecanismo de recobro de hidrocarburos
Aplicabilidad de otros meacutetodos predictivos limitados e inapropiados
22111 Etapas para la simulacioacuten de yacimientos
Para la creacioacuten de un modelo de simulacioacuten de yacimientos que permita
predecir el comportamiento del flujo de fluidos en el medio poroso se requiere
generar una representacioacuten del yacimiento a partir de datos geoloacutegicos
geofiacutesicos y de ingenieriacutea para crear el modelo estaacutetico Posteriormente integrar
esta informacioacuten geoloacutegica con la descripcioacuten de comportamiento
termodinaacutemico de los fluidos para estimar los voluacutemenes en sitio y finalmente
lograr aproximar el comportamiento del yacimiento a traveacutes de un modelo
dinaacutemico que permita evaluar distintos escenarios de explotacioacuten de las
reservas del yacimiento
En el modelo estaacutetico estaacute conformado por diversos sub-modelos los cuales se
trabajan por separado y luego se uniraacuten para formarlo
Modelo estructural este describe la geometriacutea del yacimiento como
fallas discontinuidad en las capas liacutemites del yacimiento
Modelo sedimentoloacutegico y estratigraacutefico caracteriacutesticas de la formacioacuten
productora liacutemites del yacimiento caracteriacutesticas del acuiacutefero ambiente
sedimentario predominante
25
Modelo petrofiacutesico contiene los datos de porosidad permeabilidad
volumen de arcilla saturacioacuten irreducible de agua y saturacioacuten de agua
movible (Sepuacutelveda 2005)
Modelo geomecaacutenico constituye una recoleccioacuten de los datos
necesarios para efectuar predicciones cuantitativas y cualitativas del
comportamiento esfuerzo-deformacioacuten de la roca yacimiento Estos
datos incluyen los esfuerzos presentes en el subsuelo la presioacuten de poro
las propiedades elaacutesticas la resistencia y la estructura de las rocas y
datos numeacutericos tales como la presencia de un intenso fracturamiento
natural (Cook 2016)
El modelo dinaacutemico se encarga de estudiar la hidraacuteulica de los fluidos
dentro del medio poroso el comportamiento de las presiones la
produccioacuten y el efecto de cada una de las variables involucradas en el
proceso permitiendo identificar el mejor escenario para la produccioacuten
eficiente del yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
Primero se identifican las condiciones iniciales y de frontera del modelo de
simulacioacuten luego se realiza una inicializacioacuten para reproducir las condiciones
originales de los fluidos presentes en el yacimiento posteriormente se ejecuta el
ajuste histoacuterico esto para comprobar la calidad del modelo una vez realizado
esto se puede llevar a cabo las respectivas predicciones del comportamiento del
modelo en el futuro (Sepuacutelveda 2005)
22112 Mecanismos de desplazamiento
Para obtener una descripcioacuten fiacutesica del yacimiento real es necesario conocer el
mecanismo de desplazamiento predominante (compresibilidad de la roca
liberacioacuten de gas en solucioacuten segregacioacuten de gas gravitacional empuje por
capa de gas y empuje hidraacuteulico) de acuerdo a esto el modelo debe representar
esta caiacuteda de presioacuten en el yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
26
22113 Propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades petrofiacutesicas se determinan en el laboratorio con pequentildeos
nuacutecleos obtenidos del yacimiento estas deben ser representativas del
yacimiento Para asegurar una mayor precisioacuten en estos datos se puede obtener
informacioacuten complementaria de estas propiedades Dicha informacioacuten la
proporcionan los registros geofiacutesicos y los anaacutelisis de prueba de presioacuten
Ademaacutes existen correlaciones numeacutericas para la obtencioacuten de estas
propiedades y pueden ser de utilidad en cuando no se tengan datos disponibles
(Sepuacutelveda 2005)
Los datos petrofiacutesicos que se necesitan para efectuar una simulacioacuten son
Porosidades
Permeabilidades
Saturaciones de agua petroacuteleo y gas
Presioacuten capilar entre diferentes interfaces
Permeabilidad relativa al agua petroacuteleo y al gas
Compresibilidad de la formacioacuten
22114 Propiedades PVT de los fluidos
Las propiedades de los fluidos son tambieacuten obtenidas en el laboratorio por
medio de muestras obtenidas de los pozos Para poder lograr una descripcioacuten
termodinaacutemica aceptable deben de realizarse tomas de muestras vaacutelidas y
representativas del fluido de yacimiento posteriormente someter las muestras a
condiciones de presioacuten volumen y temperatura que imiten las condiciones del
subsuelo para reproducir el comportamiento de los fluidos que permitan realizar
pronoacutesticos de produccioacuten durante la simulacioacuten numeacuterica (Sepuacutelveda 2005)
Las propiedades de los fluidos que generalmente se requieren en un trabajo de
simulacioacuten son
Factores de volumen del agua del petroacuteleo y del gas (Bw Bo Bg)
27
Relacioacuten de solubilidad del gas en el petroacuteleo y en el agua (Rso Rsw)
Viscosidades del agua del petroacuteleo y del gas (μw μo μg)
Compresibilidad del agua del petroacuteleo y del gas (Cw Co Cg)
Comportamiento de fases
Presioacuten de saturacioacuten
22115 Datos de produccioacuten
Cuando se trata de hacer un ajuste del modelo con la historia del yacimiento se
requieren conocer el meacutetodo de produccioacuten y la declinacioacuten de la presioacuten Estos
datos de produccioacuten que se necesitan para cada pozo se pueden desglosar en
los siguientes puntos
Flujo de petroacuteleo vs Tiempo
Flujo de gas vs Tiempo
Flujo de agua vs Tiempo
Presiones vs Tiempo
Ademaacutes es preciso contar con los iacutendices de productividad y si es el caso con
los iacutendices de inyeccioacuten de los pozos que integran el yacimiento En la praacutectica
generalmente se cuenta con un registro completo de la tasa de produccioacuten de
petroacuteleo de cada pozo pero no pasa lo mismo con los datos de produccioacuten de
gas y de agua cuya informacioacuten la mayoriacutea de las veces es limitada Por ello se
necesita que con los datos disponibles se elabore una graacutefica como la que se
presenta en la Figura 23 que permita interpolando obtener una informacioacuten
maacutes completa
28
Figura 23 Graacutefica tasas de fluidos en funcioacuten del tiempo (Sepuacutelveda 2005)
22116 Simulador de recuperacioacuten teacutermica
Este tipo de modelo se utiliza para simular el comportamiento de los
yacimientos sujetos a alguacuten proceso de recuperacioacuten mejorada por medio de
meacutetodos teacutermicos cuyo objetivo principal es proporcionar energiacutea caloriacutefica al
petroacuteleo con el fin de disminuir su viscosidad y de esta forma facilitar su flujo
hacia los pozos productores Este tipo de meacutetodos puede clasificarse en
Inyeccioacuten de fluidos calientes que pueden ser agua caliente o vapor
Combustioacuten en sitio
Calentamiento electromagneacutetico
Los simuladores que se emplean para este tipo de procesos son complejos
pues requieren el uso de correlaciones que describan las propiedades PVT de
los fluidos para n-componentes como funcioacuten de la presioacuten de la temperatura y
de la composicioacuten (Sepuacutelveda 2005)
22117 Descripcioacuten de la herramienta de simulacioacuten numeacuterica
Por sus siglas en ingleacutes ldquoComputer Modelling Grouprdquo (CMG) es una empresa
de simulacioacuten de yacimientos canadiense la cual cuenta con diferentes
softwares para la simulacioacuten de diferentes tipos de yacimientos
221171 BUILDERreg
Es el pre-procesador en 2D y 3D estaacute basada en MS-Windows que puede ser
usada para crear los datos de entrada dat (aset) para los simuladores los cuales
29
son IMEXreg GEMreg y STARSreg soportados por Builder Este cubre todas las
aacutereas de los datos de entrada en una interfaz sencilla para el usuario
incluyendo crear e importar celdas y propiedades de celda localizando pozos
importando los datos de produccioacuten o creando modelos de fluidos propiedades
roca-fluidos y condiciones iniciales A continuacioacuten se describe el empleado en
este trabajo
221172 STARSreg
Por sus siglas en ingleacutes ldquoSteam Thermal and Advanced Proceses Reservoir
Simulatorrdquo es el simulador pseudocomposicional utiliza valores-k teacutermico e
isoteacutermico quiacutemico y geomecaacutenico usados para analizar yacimientos
estimulados por quiacutemicos e ideal para modelar procesos de recuperacioacuten
avanzada que implica la inyeccioacuten de vapor solventes aire y quiacutemicos Su
cineacutetica de reaccioacuten robusta y capacidades geomecaacutenicas lo hacen el simulador
de yacimientos maacutes completo y flexible disponible en el mercado para modelar
los procesos de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo y gas
221173 RESULTSreg
Es un post-procesador donde se permite la visualizacioacuten y animacioacuten de los
resultados en 2D y 3D como graacuteficos y videos (CMG 2015)
2212 Sistema integral
Es aquel sistemas donde el valor de conductividad fue obtenido al estudiar un
tapoacuten saturado de fluidos (agua a saturacioacuten de agua residual y el resto del vo-
lumen poroso ocupado por petroacuteleo) es decir representa el sistema roca-fluido
evaluado como un elemento
2213 Sistema discreto
El escenario donde cada uno de los componentes del sistema (arena agua y
crudo) son estudiados por separado para obtener el valor de conductividad teacuter-
mica de cada elemento
30
2214 Modelo integral
Es aquel modelo que se genera en el simulador al introducir un uacutenico y mismo
valor de conductividad teacutermica para cada uno de los elementos presentes (flui-
dos y roca) Es decir la conductividades teacutermicas son iguales (Kr = Ko = Kw) y
es el valor obtenido del sistema integral
2215 Modelo discreto
Es aquel modelo que en el que se asigna el respectivo valor de conductividad
teacutermica a cada fase o elemento presente
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos
De los cuatro paraacutemetros teacutermicos propuesto para estudiar (calor
especiacutefico capacidad caloriacutefica volumeacutetrica difusividad teacutermica y
conductividad teacutermica) se realiza la introduccioacuten directa al simulador
de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y conductividad teacutermica e
indirectamente de calor especiacutefico y difusividad teacutermica ya que estos
valores son necesarios para la obtencioacuten de los paraacutemetros a introducir
El simulador solo admite el valor de capacidad caloriacutefica volumetriacutea de
la roca sin fluidos
Es importante acotar que para efecto del presente trabajo de
investigacioacuten se ha estudiado solo el caso de saturacioacuten de la muestra
con agua y petroacuteleo Por lo tanto no se hace referencia a las ecuaciones
ni keywords que representan a la fase gaseosa o soacutelida
Al realizar el estudio de RMN y calorimetriacutea para la obtencioacuten de los
paraacutemetros teacutermicos (del sistema no consolidado con fluido) la
muestra se encontraba a la saturacioacuten de agua y petroacuteleo inicial y no se
verificoacute si ocurrioacute alguna variacioacuten de la saturacioacuten del agua por efecto
del aumento de temperatura (evaporacioacuten) tampoco fue estudiado la
31
variacioacuten de los valores de paraacutemetros teacutermicos al realizar el aumento
de la saturacioacuten de agua (barrido de la prueba de desplazamiento)
consideraacutendose dicha variable en el caacutelculo de la conductividad total
del sistema
El simulador emplea las siguientes ecuaciones para el caacutelculo de
capacidad caloriacutefica total y de conductividad teacutermica total
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total
La capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total se calcula con STARSreg mediante una
ponderacioacuten (por volumen) de las capacidades caloriacuteficas de las fases presentes
en el sistema se introduce el valor de la capacidad de la roca y el valor de las
capacidades de los fluidos es calculado internamente por el simulador a partir
de los datos PVT donde calcula los calores especiacuteficos que obtiene a traveacutes de
las entalpias y lo multiplica por los valores de densidad Se calcula mediante la
siguiente ecuacioacuten
119862119907119905119900119905119886119897 = (1ndash 120593119907) middot 119862119907119903 + 120593119891 (119878119908 middot 119862119907119908 + 119878119900 middot 119862119907119900) (Ec6)
Doacutende
119862119907119903 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca 119862119907w capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica del agua 119862119907119900 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica del petroacuteleo 120593119907
corresponde a la porosidad del vaciacuteo (soacutelido maacutes fluidos) 120593119891 corresponde a la
porosidad de los fluidos (fluidos solamente)
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total
Para el caacutelculo de la conductividad teacutermica total THCONMIX existen 3
meacutetodos o ecuaciones que se utilizan para mezclar las conductividades teacutermicas
de la roca y de las fases Las opciones de mezclado afectan los valores de
conductividad teacutermica de la roca y fases A continuacioacuten se presentan las
opciones que posee el simulador para realizar este caacutelculo
32
221612 Simple
Al habilitar esta opcioacuten se pueden introducir los valores de forma integral
(asignando el mismo valor de conductividad a los elementos presentes en este
caso roca thconr agua thconw y crudo thcono) para especificar una
conductividad teacutermica constante (independiente de la porosidad saturacioacuten y
temperatura) Este escenario resulta apropiado cuando la conduccioacuten teacutermica no
aporta de manera significativa al proceso de recuperacioacuten por ej casos a
escala de campo con gradientes de temperatura modestas entre bloques
De lo contrario para el caso de los modelos discretos se asigna el respectivo
valor de conductividad de cada elemento (rocas y fases)
La ecuacioacuten de mezclado ponderada por volumen SIMPLE de la
conductividad teacutermica es
119870119898119894119909 = 120593119891(119870119908119878119908 + 119870119900119878119900) + (1 minus 120593119907)119870119903 (Ec7)
Doacutende
119870119908 conductividad teacutermica del agua 119870119900 conductividad teacutermica del petroacuteleo 119870119903
conductividad teacutermica de la roca
221613 Complex
La palabra clave COMPLEX especifica el mezclado de las conductividades
teacutermicas de la roca y las fases Al contrario que el caso Simple se requiere
especificar las respectivas propiedades teacutermicas para cada fase presente
Mezcla no lineal
Las conductividades teacutermicas se ponderan mediante uso de la correlacioacuten de
Anand (1973) El valor de la conductividad teacutermica de la mezcla de liacutequido-
roca (kLminusr) se expresa de la siguiente manera
33
kLminusr = (So ko+Sw kw)
(So+Sw)lowast
(kr
(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)028minus0757lowastlog10emptyminus0057lowastlog10(
kr(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)
(Ec8)
221614 Temper
La opcioacuten TEMPER especifica el tipo de mezclado COMPLEX con una
correccioacuten de temperatura adicional Somerton (1974) realiza una correccioacuten
por efecto de temperatura En el simulador STARSreg esta modificacioacuten se
puede realizar despueacutes de calcular el valor de la conductividad teacutermica de la
mezcla de liacutequido-roca La unidad de κ se expresa en Jm-diacutea-degK y la unidad de
temperatura es (degK)
k = kLminusr ndash17524x10minus5(TndashTr)( kLminusr ndash 119616)kLminusrminus064kLminusr(18 lowast 10minus3 middot T)minus36784lowast10minus6lowast kLminusr
(Ec9)
Donde
T valor de la temperatura respectivo a cada espacio de tiempo (degK) Tr
temperatura de referencia (degK)
Temperatura que corresponde a los siguientes datos de entrada
1 Datos de densidad liacutequida (MOLDEN MASSDEN o MOLVOL)
2 Datos de entalpiacutea de la fase liacutequida y fase gas (CPL1 CPG1 etc)
3 Capacidad de formacioacuten de calor (ROCKCP)
4 Datos de conductividad (thconr thconw thcono)
Esta opcioacuten de dependencia de temperatura se considera obsoleta y ha sido
reemplazada efectivamente por la palabra clave THCONTAB
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB)
Es una opcioacuten que se encuentra en la misma ventana donde se ingresa los
valores de conductividad de cada fase (ver la parte inferior de la figura 414) Al
habilitarla permite seleccionar si los valores de conductividad a ingresar son
isotroacutepicos o anisotroacutepicos Al seleccionar la opcioacuten conductividad isotroacutepica
34
permite especificar los valores de conductividad de roca agua petroacuteleo gas y
soacutelido (Kr Kw Ko Kg y Ks) correspondiente a cada valor de temperatura
considerando que conserva la misma magnitud en cualquier direccioacuten Al
seleccionar la opcioacuten conductividad anisotroacutepica permite ademaacutes de especificar
los valores de conductividad en las direcciones i j k de cada fase a una
respectiva temperatura se puede considerar la variacioacuten de la magnitud en las
distintas direcciones espaciales
No se puede usar las palabras claves THCONMIX TEMPER con esta
opcioacuten Si solamente hay una fila la conductividad teacutermica no variacutea con la
temperatura Las entradas de temperatura deben colocarse en orden creciente y
espaciada de manera uniforme
Al habilitar THCONTAB se especifica valores de la roca y de todos los
fluidos esto anula y reemplaza los valores especificados por las palabras claves
thconr thconw y thcono
35
CAPIacuteTULO III
AacuteREA DE ESTUDIO
31 Descripcioacuten del aacuterea de estudio
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco
La Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se encuentra localizada en el aacuterea central
de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela y se extiende entre los estados
Monagas Anzoaacutetegui y Guaacuterico a unos 450 Km de Caracas Distrito Capital de
la Repuacuteblica Como puede observarse en la figura 31 en la actualidad se
encuentra dividida en cuatro (4) aacutereas de produccioacuten denominadas Boyacaacute
Juniacuten Ayacucho y Carabobo con una extensioacuten total de 55314 Km2 (de los
cuales 11555 Km2 se encuentran bajo produccioacuten de crudo extra-pesado) y
limita al sur con el riacuteo Orinoco (Puerta 2015)
Figura 31 Faja Petroliacutefera del Orinoco Fuente Puerta (2015)
36
312 Aacuterea de Carabobo
El aacuterea correspondiente a Carabobo consiste en una franja que se extiende
desde el sureste del Estado Anzoaacutetegui cubriendo toda la parte meridional del
estado Monagas con una longitud de alrededor de 160 Km por unos 45 Km de
ancho Como puede apreciarse en la Figura 32 el aacuterea Carabobo limita al norte
con las llanuras surentildeas del estado Monagas al sur con el riacuteo Orinoco al este
con el estado Delta Amacuro y al oeste con el aacuterea Ayacucho de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco (Puerta 2015)
Figura 32 Aacuterea de Carabobo y sus liacutemites territoriales Fuente Puerta (2015)
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas
El aacuterea de Carabobo forma parte del flanco sur de la cuenca sedimentaria
oriental de
Venezuela Eacutesta es una cuenca asimeacutetrica cuyo eje mayor va en direccioacuten este-
oeste su origen se remonta al periacuteodo Paleozoico y que en los periacuteodos
siguientes fue adquiriendo su configuracioacuten actual completaacutendose desde el
Terciario hasta el presente (Puerta 2015)
La Cuenca Oriental de Venezuela constituye la segunda cuenca petroliacutefera en
importancia para el paiacutes entre las cuatro existentes y estaacute delimitada hacia el
norte por la Cordillera de la Costa al sur por el Macizo Guayaneacutes al este por la
37
plataforma del Delta del Orinoco y al oeste por el lineamiento de El Bauacutel tal y
como se puede apreciar en la figura 33
Figura 33 Cuencas Petroliacuteferas de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela Fuente Puerta
(2015)
314 Estratigrafiacutea regional
La columna estratigraacutefica de Carabobo comienza con un complejo iacutegneo-
metamoacuterfico de edad pre-caacutembrica que se constituye como Basamento Le
sigue en contacto discordante la Formacioacuten Oficina de edad Mioceno Inferior a
Medio con sus cuatros miembros como son Morichal Yabo Jobo y Piloacuten
siguiendo la Formacioacuten Freites de edad Mioceno Superior y por uacuteltimo las
Formaciones Las Piedras-Mesa que corresponden al Plioceno-Pleistoceno y que
no es posible diferenciarlas en el aacuterea (Puerta 2015)
315 Miembro Morichal
Es el maacutes profundo de todos representado por una secuencia de arenas
transgresivas cuarzosas de color marroacuten de grano medio con pobre
escogimiento poco consolidadas intercaladas con capas de lutitas y limolitas
con presencia de intervalos de carboacuten Hacia la base del intervalo existen arenas
masivas poco consolidadas asociadas a un ambiente fluvial donde pueden
encontrarse espesores importantes mientras que en la seccioacuten media y superior
38
se observan arenas intercaladas con lutitas y limolitas con presencia de
carbones que fueron depositados en un ambiente deltaico en el que los
espesores de arena son menores Hacia el este de Carabobo el miembro
Morichal se va reduciendo hasta desaparecer y acuntildearse contra el Alto de
Uverito El contacto inferior es discordante con el basamento iacutegneo-
metamoacuterfico al sur y con el Cretaacutecico al norte y concordante en el tope con el
miembro Yabo de la misma formacioacuten (Puerta 2015)
A continuacioacuten se muestra en la figura 34 la columna estratigraacutefica tipo para el
aacuterea de Carabobo presentado en profundidad y edad geoloacutegica
Figura 34 Configuracioacuten Estructural Fuente Archivos de Petroindependencia SA
En cuanto a la configuracioacuten estructural se interpreta mediante informacioacuten
siacutesmica que consiste en un suave e irregular homoclinal fallado de rumbo este-
oeste a norestesuroeste con un buzamiento general al norte-noroeste con un
aacutengulo que oscila entre 2ordm y 4ordm Fallas de tipo normal afectan principalmente al
basamento y la parte inferior de la Formacioacuten Oficina por lo que se interpreta
que eacutestas se originaron antes de la sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y
se reactivaron con cada evento tectoacutenico que ocurrioacute desde el Mioceno hasta el
presente asiacute como tambieacuten se formaron nuevas fallas que afectan uacutenicamente la
secuencia sedimentaria El fallamiento principal tiene orientacioacuten noreste-
39
suroeste y buzamientos al suroeste y sureste Tambieacuten se observan algunas
fallas de orientacioacuten noroeste-sureste esteoeste y norte-sur con buzamientos de
orientacioacuten variable Las fallas del basamento se formaron antes de la
sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y se reactivaron con cada evento
tectoacutenico que ocurrioacute al norte de Venezuela entre las placas Caribe y
Sudameacuterica desde el Mioceno al presente asiacute como tambieacuten se formaron
nuevas fallas que solo afectan a la secuencia sedimentaria El desplazamiento
vertical de las fallas que afectan el basamento y la parte inferior de la secuencia
sedimentaria variacutea de 50 a 200 pies (Puerta 2015)
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas
Los principales yacimientos del aacuterea de Carabobo corresponden a las unidades
inferior medio y superior del miembro Morichal de la Formacioacuten Oficina
dicha seccioacuten posee desde 200 hasta 1100 pies de espesor a lo largo de toda el
aacuterea Estas arenas fueron originadas de las tierras altas de Guayana al Sur del
Orinoco en donde los riacuteos que fluiacutean hacia el norte arrastraron las arenas y
fueron depositadas como una sucesioacuten de canales fluviales deltas y ambientes
marinos someros La zona maacutes profunda Morichal Inferior es un depoacutesito
fluvial de arenas que por lo general presenta una orientacioacuten Norte-Sur
Morichal Medio por su parte es una unidad de arena de origen fluvio-deltaico
que se acuntildea hacia la zona central de las aacutereas sur y noreste La unidad Superior
es una seccioacuten de arena deltaica a marino somera que predomina en las aacutereas
sur y este de Carabobo En el caso de los miembros Jobo y Piloacuten eacutestos tambieacuten
poseen acumulaciones de hidrocarburos importantes pero se consideran como
secundarias en el aacuterea de la empresa mixta (Puerta 2015)
40
CAPIacuteTULO IV
MARCO METODOLOacuteGICO
41 Tipo de la investigacioacuten
La modalidad de la investigacioacuten cumple con las caracteriacutesticas del tipo
evaluativo
Seguacuten el autor (Zapata 2013) define
ldquoProceso sistemaacutetico disentildeado intencional y teacutecnicamente de recogida de
informacioacuten valiosa vaacutelida y fiable orientado a valorar la calidad y los logros
de un programa como base para la posterior toma de decisiones de mejora tanto
del programa como del personal implicado y de modo indirecto del cuerpo
social en el que se encuentra inmersordquo
En esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten numeacuterica
con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un sistema en el
que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y continua para a
su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y calorimetriacutea
para determinar dichas propiedades teacutermicas
42 Disentildeo de la investigacioacuten
La investigacioacuten se fundamenta bajo los principios de un disentildeo experimental
Seguacuten el autor Arias (2012) define
41
ldquoEl disentildeo experimental es aquel donde el investigador manipula una variable
experimental no comprobada bajo condiciones estrictamente controladas Su
objetivo es describir de queacute modo y porque causa se produce o puede
producirse un fenoacutemeno Busca predecir el futuro elaborar pronoacutesticos que una
vez confirmados se convierten en leyes y generalizaciones tendentes a
incrementar el cuacutemulo de conocimientos pedagoacutegicos y el mejoramiento de la
accioacuten educativardquo
Entonces al realizar los distintos tipos de simulaciones con los respectivos
anaacutelisis de sensibilidad se estaacute realizando experimentos con el fin de evaluar la
influencia del fenoacutemeno fiacutesico de transferencia de calor mediante el simulador
STARSreg alimentado por los datos obtenidos de pruebas de laboratorio
utilizando mediciones de propiedades teacutermicas de un sistema continuo y
discreto para la prediccioacuten del comportamiento del yacimiento al aplicar
meacutetodos de recuperacioacuten mejorada
43 Procedimiento metodoloacutegico
El presente estudio estaacute conformado en esencia por cinco fases las cuales a su
vez se componen internamente en diferentes etapas que cumplen con funciones
vitales para alcanzar de manera eficaz el objetivo general de la investigacioacuten
En la Figura 41 es posible observar el avance del estudio de acuerdo a sus (5)
fases
42
Figura 41 Fases de la metodologiacutea aplicada
431 Revisioacuten bibliograacutefica
En esta fase se llevoacute a cabo una revisioacuten bibliograacutefica necesaria para la
compresioacuten y realizacioacuten de la investigacioacuten todo relacionado a los meacutetodos de
recuperacioacuten teacutermicos simulacioacuten numeacuterica de yacimientos y paraacutemetros
teacutermicos
El material bibliograacutefico consultado comprende publicaciones libros revistas
y manuales teacutecnicos de diversas fuentes nacionales e internacionales como
PDVSA PDVSA-INTEVEP SPE SCHLUMBERGER entre otros Trabajos
especiales de grado de universidades nacionales como la UCV LUZ y UNEF e
internacionales como la USCO y EPN tambieacuten aportaron valiosa informacioacuten
Ademaacutes fue indispensable el estudio de manuales y guiacuteas como los de
FEDUPEL para la redaccioacuten y metodologiacutea de redaccioacuten del trabajo y CMG del
cual se obtuvieron las instrucciones para el uso de la herramienta y las
ecuaciones que emplea el simulador
43
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten
A continuacioacuten se presentan los procedimientos ejecutados por (Doumat 2016)
donde se obtuvieron los datos necesarios para alimentar el simulador por ello
se presenta una explicacioacuten amplia de todo el proceso
Preparacioacuten del tapoacuten para la simulacioacuten fiacutesica
El tapoacuten fue tomado directamente de cortes de nuacutecleos pertenecientes al Campo
Petrocarabobo utilizando un cilindro metaacutelico para la toma de muestra estos
estaban a una presioacuten de yacimiento de 1400 psi Se trabajoacute con nuacutecleos
uniformes que no estuviesen agrietados ya que las grietas son consideradas
una alteracioacuten del medio poroso debido a que es un espacio donde se puede
almacenar fluido y no es natural del sistema En la Tabla 41 informacioacuten de la
muestra tomada
Tabla 41 Valores de las dimensiones de las muestra a estudiar
Profundidad
(Pies)
Longitud
(cm)
Diaacutemetro
(cm)
Aacuterea
(cm3)
3117 415 376 1110
Antes de ser sometida a las pruebas la muestra debe ser sometida a la presioacuten de
confinamiento empleando para ello un sistema coreholder (celda topes manga
de vitoacuten) como se muestra en la Figura 42 El sistema se coloca dentro de la
celda de confinamiento se antildeade agua hasta cubrirlo completamente y se
acopla la rosca superior de la celda Luego a traveacutes de la bomba de inyeccioacuten
automaacutetica (tipo jeringa modelo Teledyne Isco 500D) se comienza a
proporcionar presioacuten mediante el llenado de la celda con el fluido de
confinamiento (agua) hasta alcanzar el valor deseado (en este caso 1400 lpc) y
una vez alcanzado este valor se detiene la bomba y se retira la muestra de la
celda
44
Figura 42 Sistema para confinamiento de muestras de roca no consolidadas Fuente Intevep
SA Centro de Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
Una vez confinadas la muestra se empaqueta con material termoencogible (ya
que no ejerce influencia sobre los resultados obtenidos en las pruebas
realizadas) Para esto fue necesario cortar un pedazo del material en forma
ciliacutendrica de aproximadamente 5 cm de longitud y 4 cm de diaacutemetro el material
se adaptoacute al tapoacuten con ayuda de un soporte metaacutelico que se ajustoacute al tamantildeo de
la muestra a empaquetar (Figura 43)
Figura 43 Proceso completo de empaque de muestras Fuente PDVSA-Intevep
La dimensioacuten de este cilindro de muestra (tapoacuten) se debe ajustar al
portamuestra (coreholder o celda triaxial) del simulador fiacutesico de yacimientos
45
en el que posteriormente se realizaraacuten las etapas de desplazamiento de fluidos
(maacuteximo 70 cm de longitud por 37 cm de diaacutemetro)
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para RMN
Una vez preparados los tapones se definieron las condiciones de ensayo (T2
TAU min diff y Ns) las cuales se establecieron a partir de pruebas empleando
la teacutecnica de RMN en el equipo RMN-Maran DRX 2 (Figura 44) a fin de
obtener los valores de difusividad teacutermica del sistema en consideracioacuten
Donde
T2 Es el tiempo de relajacioacuten necesario para reorientar los protones en la
direccioacuten del campo magneacutetico perturbador (90deg-180deg)
TAU (τ) Es el tiempo secuencial necesario para el reenfoque de los protones en
el plano transversal en el que se encuentran desorientados
Miacutenimo coeficiente de difusioacuten (min diff) Es el tiempo miacutenimo requerido para
visualizar la curva de difusioacuten
Numero de barridos (Ns) Nuacutemero de veces que el equipo recorre la muestra
Tiempo de corrida (Tc) Tiempo que el equipo tarda en escanear la muestra
En la determinacioacuten de estos paraacutemetros se utilizoacute como punto de apoyo los
valores reportados por Halliburton (2001) para cada variable (ANEXO A) En
la Tabla 42 se reportan los valores de las variables que se establecieron en las
pruebas de RMN con los cuales se logroacute determinar de forma oacuteptima los
tiempos de ejecucioacuten para la metodologiacutea
Tabla 42 Condiciones empleadas en la teacutecnica de RMN
T2 (ms) TAU min Diff (m2sec x 10
9) Ns Tc (min)
100 - 500 85 025 20 141
46
Figura 44 Resonador Maran Ultra DRX 2 Fuente PDVSA-Intevep
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para calorimetriacutea
Una vez realizadas las pruebas de RMN se realizaron pruebas para definir los
demaacutes paraacutemetros teacutermicos empleando la teacutecnica de calorimetriacutea con el fin de
obtener la temperatura de equilibrio (Te) y posteriormente determinar el calor
especiacutefico y la capacidad caloriacutefica Para ejecutar esta teacutecnica se necesitoacute un
vaso teacutermico una termocupla (marca thermoline) agua destilada y el tapoacuten del
yacimiento petroliacutefero los cuales se muestran en la Figura 45
Figura 45 Instrumento para la realizacioacuten de la prueba calorimeacutetrica Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de las propiedades teacutermicas
Definidas las condiciones de ensayo para las teacutecnicas de RMN (para la
obtencioacuten directa de difusividad teacutermica) y calorimetriacutea (obtencioacuten de calor
47
especiacutefico al aplicar la ecuacioacuten 1) se estimaron los otros fenoacutemenos teacutermicos
asociado a la muestra tapoacuten capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al multiplicar el
calor especiacutefico por la densidad y la conductividad teacutermica producto de la
multiplicacioacuten de la difusividad la densidad y el calor especiacutefico Se generoacute
una ecuacioacuten por cada muestra representativa para cada propiedad teacutermica lo
que sirvioacute finalmente para interpolar cada paraacutemetro teacutermico en el rango de
temperatura estudiado (50degC ndash 200degC) saturado y no saturado de fluidos Se
observoacute una graacutefica de cada fenoacutemeno teacutermico en funcioacuten del rango de
temperatura
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados
con fluidos
Para la estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas de yacimientos
petroliacuteferos no consolidados con fluido (agua de formacioacuten y crudo pesado) se
evaluacuteo el efecto de la temperatura
Temperatura en las pruebas de evaluacioacuten teacutermica se consideroacute las
temperaturas de 50 100 120 y 200 degC Ese cambio de temperatura genera una
variacioacuten considerable en la viscosidad del crudo al igual que en las
propiedades teacutermicas de los sistemas de yacimientos
Presioacuten las pruebas ejecutadas fueron realizadas a la presioacuten atmosfeacuterica
Saturacioacuten de agua residual se trabajoacute a condicioacuten real del yacimiento con un
Swirr entre 85 garantizando la saturacioacuten de agua de formacioacuten lo maacutes
similar a la del yacimiento
Luego de obtenidos los datos se procedioacute a realizar una graacutefica en Excel de los
paraacutemetros teacutermico en del caso no consolidado asociado a Petrocarabobo
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados sin
fluidos
48
Para poder estimar las propiedades asociadas a no consolidados sin fluidos se
ejecutaron los pasos descritos anteriormente que se realizaron para la muestra
saturada pero previamente el tapoacuten fue sometido a un proceso de limpieza para
eliminar los residuos de crudo y fluidos de perforacioacuten Mediante un equipo de
extraccioacuten Soxhlet o Dean-Stark (Figura 46) Utilizando los solventes
adecuados para remover hidrocarburos y extraccioacuten de sales del agua de
formacioacuten
Figura 46 Equipo de limpieza de muestras Dean-Stars A) antes de la limpieza de muestra y B)
durante la limpieza de muestras
Despueacutes de limpiar el tapoacuten se determinaron las propiedades teacutermicas bajo estas
condiciones a fin de conocer la influencia que ejerce la composicioacuten
mineraloacutegica de la formacioacuten Se evaluacuteo el efecto de la temperatura a
condiciones de yacimiento
Determinacioacuten de la conductividad teacutermica de los fluidos
Se determinoacute con la ecuacioacuten 5 la conductividad del petroacuteleo y con la Tabla 23
la conductividad del agua
Determinacioacuten de propiedades petrofiacutesicas
49
Un paso fundamental consiste en la estimacioacuten del volumen poroso porosidad
y permeabilidad absoluta al aire empleando el equipo CMS 300 automatizado
Este sistema obtiene los valores de voluacutemenes porosos basaacutendose en la Ley de
Boyle [P][V] = constante para una presioacuten de confinamiento dada El
procedimiento consiste en ingresar al sistema la cantidad de muestras a medir
junto con las caracteriacutesticasidentificacioacuten de cada una de ellas (longitud
diaacutemetro y peso) Indicando la presioacuten a la cual se realizaraacuten las mediciones los
resultados obtenidos son volumen poroso porosidad permeabilidad al aire y
permeabilidad corregida por efecto Klinkenberg
Preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica
La preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica consistioacute en la disolucioacuten de
sales inorgaacutenicas (Bicarbonato de sodio Sulfato de Sodio Cloruro de Sodio
Cloruro de Calcio di-hidratado Cloruro de Magnesio hexa-hidratado
Carbonato de Sodio Cloruro de Potasio y Cloruro de Bario di-hitradatado) en
agua destilada Primeramente se burbujeoacute el agua destilada con dioacutexido de
carbono (CO2) para evitar la precipitacioacuten de sales Posteriormente se realiza a
una agitacioacuten constaste burbujeando Dioacutexido de Carbono para evitar la
precipitacioacuten de carbonatos evitando la perdida de condiciones oacuteptimas de
disolucioacuten (Carrero 2011)
44 Caracterizacioacuten de los fluidos
Formulacioacuten de la salmuera
Se prepararon dos litros de salmuera para los cuales fue necesaria la siguiente
cantidad de sales que se muestran en la Tabla 43 en el orden que se presentan
para que no se precipite ninguacuten compuesto
50
Tabla 43 Composicioacuten de la salmuera
Sal Cantidad (g)
NaHCO3 813
Na2SO4 001
NaCl 3107
CaCl2x2H2O 176
MgCl2x6H2O 263
Na2CO3 000
KCl 000
BaCl2x2H2O 036
Densidad del agua de formacioacuten
Para determinar la densidad del agua de formacioacuten asociada al campo
Petrocarabobo se usoacute el densiacutemetro DMA 35N Antoacuten Paar (Figura 47) la
teacutecnica consiste en introducir el agua de formacioacuten en un capilar (en este caso a
una temperatura de 80 ordmC) y de forma automaacutetica arroja el valor de la densidad
en gcm3 y la temperatura de medicioacuten en degC
Figura 47 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 35N Fuente PDVSA-Intevep
Viscosidad del crudo extra-pesado
Para determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030
(figura 48) que opera por medio de la rotacioacuten de un cilindro el cual se
sumerge en el material a analizar midiendo la resistencia de esta substancia a
una velocidad seleccionada La muestra de crudo fue integrada al sistema
51
automaacutetico de medicioacuten y el equipo realizoacute la medicioacuten de la viscosidad en un
rango de temperatura de 40 ndash 264 degC arrojando valores de viscosidad en cP
para cada valor de temperatura
Figura 48 Retrovisco RV 2030 MARCA HAAKE Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de curvas de permeabilidad relativa
Esta metodologiacutea consiste en realizar una prueba a condiciones de yacimiento
(presioacuten temperatura y velocidad de flujo) una prueba que reproduzca la
manera coacutemo se mueven los fluidos en el yacimiento de forma tal que se
puedan ajustar los paraacutemetros necesarios a fin de obtener una reproduccioacuten maacutes
real de las propiedades de interaccioacuten roca fluido presente en los yacimientos
Mediante este meacutetodo se efectuacutea el desplazamiento de los fluidos a traveacutes del
medio poroso de acuerdo al meacutetodo no estacionario (dinaacutemico) el cual
considera el desplazamiento de un fluido por otro (Araujo 2004)
Las pruebas de desplazamiento de fluidos en medio poroso se realizan en
tapones de roca real (arena) de yacimiento limpios instalados en una celda
porta-nuacutecleos tipo Hassler colocada en un horno a la temperatura de trabajo (en
este estudio 68 degC) El sistema se denomina simulador fiacutesico de yacimientos y
52
consta de una celda porta-nuacutecleos dos cilindros de tipo pistoacuten (contenedores de
fluidos agua y crudo) dos bombas de inyeccioacuten tipo jeringa (una para confinar
a presioacuten constante y otra para inyeccioacuten a tasa constante) un sistema de
transductores de presioacuten vaacutelvulas y horno para mantener todo el sistema a la
temperatura de trabajo ver Figura 49
Figura 49 Diagrama de un simulador fiacutesico de yacimientos Fuente Intevep SA Centro de
Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
El procedimiento seguido se detalla a continuacioacuten (Figura 410)
Inyeccioacuten de agua de formacioacuten hasta saturacioacuten 100 del medio poroso y
estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P1) para el caacutelculo de la permeabilidad
al agua a la temperatura de trabajo en cada caso
Etapa de drenaje primario Inyeccioacuten de petroacuteleo a tasa de flujo de referencia
constante (005 cm3min) hasta estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P2) y
se contabiliza el volumen maacuteximo de agua recuperado Se determina la
53
permeabilidad efectiva al petroacuteleo (Ko) a condicioacuten de saturacioacuten de agua
irreducible (Swi)
Etapa de imbibicioacuten Inyeccioacuten de agua de formacioacuten a tasa de flujo de
referencia constante y recoleccioacuten de voluacutemenes de fluido producido (crudo y
agua) en diferentes etapas (menor a mayor volumen) registrando en cada
oportunidad el diferencial de presioacuten correspondiente (de acuerdo al siguiente
esquema P3 P4 P5 P6 etc) Se determina la permeabilidad efectiva al agua
(Kw) a condicioacuten de saturacioacuten de petroacuteleo residual (Sor)
Figura 410 Esquema del procedimiento experimental para la determinacioacuten de curvas de
permeabilidad relativa por el meacutetodo de estado no estacionario Fuente Diacuteaz (2014)
Para la generacioacuten de las curvas de permeabilidad relativa mediante el meacutetodo
convencional se analizaron los datos obtenidos de acuerdo a la metodologiacutea de
caacutelculo denominada modelo hiacutebrido (MDC) que combina caacutelculos matemaacuteticos
que abarcan el meacutetodo JBN (comportamiento de flujo fraccional) y el uso de
correlaciones de Willie y Corey amp Asociados Maacuterquez et al (2014) tanto para
54
el proceso de drenaje como imbibicioacuten de manera de obtener las curvas de
permeabilidades relativas para cada muestra de yacimiento estudiada
Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de
permeabilidad relativa
Entre los aspectos destacables se puede resumir que adicional al efecto
principal que incide en la disminucioacuten de la viscosidad del petroacuteleo al
aumentar la temperatura se evidencioacute tambieacuten reduccioacuten de la saturacioacuten
residual de petroacuteleo (Sor) aumento de la saturacioacuten de agua irreducible (Swi)
desplazamiento del punto de cruce (Krw=Kro Sw) a valores mayores de
saturacioacuten de la fase mojante (agua) y disminucioacuten de la Ko (permeabilidad
efectiva al crudo) Figura 411
La condicioacuten de mojado inferida muestra que las arenas analizadas tienden a ser
maacutes afines por el agua a medida que la temperatura aumenta
Figura 411 Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de permeabilidad relativa
para muestras del Campo Petrocarabobo
Elaboracioacuten del modelo de simulacioacuten en Starsreg
A partir de este punto se explica una serie de procedimientos realizados para la
construccioacuten de los modelos numeacutericos para simular una prueba de
desplazamiento con agua caliente a nivel laboratorio se definieron las matrices
55
de sensibilidades donde se evaluaron los paraacutemetros teacutermicos de forma discreta
e integral
45 Uso de Starsreg
Una vez recolectado los valores petrofiacutesicos los paraacutemetros teacutermicos y
evaluados los fenoacutemenos de interaccioacuten roca fluido se procedioacute a organizar los
datos en el orden que deben ser introducidos en el simulador El simulador
numeacuterico empleado es Starsreg de CMG siendo requerido para su utilizacioacuten el
reconocimiento de su interfaz y de los datos requeridos para su ejecucioacuten asiacute
como la justificacioacuten de la realizacioacuten de las pruebas descritas y de otros
valores suministrados en campo
La herramienta Builder de CMG se empleoacute como un pre-procesador para la
construccioacuten de la malla considerando unidades de laboratorio y porosidad
singular la fecha inicial del proyecto es el 10 de octubre del 2018 hasta el 21 de
agosto y se considero un modelo de fluidos Black Oil de dos fases
451 Construccioacuten del mallado
Se escogioacute el sistema de mallado cartesiano por lo que las dimensiones
ciliacutendricas de la muestra (Tabla 44) debioacute ser convertida a una geometriacutea
cartesiana equivalente (paralelepiacutepedo) con las dimensiones que indica la Tabla
45 respetando los valores de aacuterea transversal y de longitud en este caso el
aacuterea del circulo fue trasformada a la de un cuadrado como se muestra la Figura
412
Tabla 44 Dimensiones de la muestra en forma de cilindro
Dimensiones del cilindro
Diaacutemetro (cm) Aacuterea (cm2) Altura (cm) Volumen (cm
3)
376 111 416 4613
56
Figura 412 Transformacioacuten del aacuterea transversal para la construccioacuten del mallado
Establecimiento de tamantildeo y cantidad de las celdas para el mallado se
colocaron 50 celdas en direccioacuten I 1 celda en direccioacuten J 1 celda en direccioacuten
K cuyas dimensiones se muestran en la Tabla 45
Tabla 45 Dimensiones de las celdas del mallado
Informacioacuten
de las celdas
Direccioacuten Volumen
Total I J K
Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo
M 18 50 00831 1 33322 1 33322 461356
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades de la Tabla 46 fueron colocadas en la seccioacuten de ldquoArray
Propertyrdquo estas fueron suministradas por PDVSA-Intevep obtenidas a traveacutes de
la realizacioacuten de las pruebas descritas anteriormente en los laboratorios de
interaccioacuten roca-fluido
Tabla 46 Informacioacuten petrofiacutesica de la muestra
Propiedades Petrofiacutesicas
Tope de la arena (cm) 0
Espesor de la arena (cm) 333
Porosidad () 3789
Permeabilidad (mD) (I J K) 410417
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca
En esta seccioacuten se encuentran tres pestanas donde se realiza en suministro de
los datos teacutermicos requeridos por el modelo estas pestantildeas son
compresibilidad de la roca
57
Figura 413 en la que se incorporan los valores de compresibilidad de la roca y
de la presioacuten de poro de referencia
Figura 413 Ventana para ingresar los datos de compresibilidad de la roca y presioacuten de
porosidad de referencia
En la pestantildea de propiedades teacutermicas se suministran los valores de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se selecciona el tipo de mezclado para la
conductividad se aplica o no la herramienta de la tabla de dependencia de
temperatura para la conductividad teacutermica Thcontab y se especifica que se
considera una conductividad teacutermica isotroacutepica
Figura 414
58
Figura 414 Ventana de las propiedades teacutermicas
En la figuraFigura 415 se muestra la pestantildea de peacuterdida de calor por las rocas
adyacentes en la que se indica que no hay peacuterdidas de calor especificando que
las rocas suprayacente e infrayacente no poseen la propiedad de conductividad
teacutermica (valor cero) ni capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
Figura 415 Ventana de las peacuterdidas de calor por las rocas adyacentes
Se considera propiedades teacutermicas isotroacutepicas en las distintas direcciones (I J
K) ya que no se disponen de informacioacuten de laboratorio que permita concluir lo
contrario
59
Las conductividades teacutermicas isotroacutepicas dependientes de la temperatura se
definen mediante una tabla como se puede ver en la Tabla 47 La primera
columna se refiera a la temperatura T (C|F) las columnas thconr thconw y
thcono
Tabla 47 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo discreto
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0023083 0387300 0068139
60 0019678 0391200 0067761
70 0017184 0396000 0067383
80 0015281 0400000 0067005
90 0013778 0403200 0066626
100 0012559 0405600 0066248
110 0011550 0407200 0065870
120 0010700 0408000 0065492
130 0009973 0408000 0065114
140 0009344 0407200 0064736
150 0008794 0405600 0064357
Para el modelo integral como se observa en la tabla 48 se asignoacute el mismo va-
lor a todas la fases a la misma temperaturas obtenido de las pruebas experimen-
tales de la muestra saturada estos valores de conductividad aumenta proporcio-
nalmente con la temperatura
Tabla 48 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo integral
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0003150 0003150 0003150
60 0005700 0005700 0005700
70 0008350 0008350 0008350
(Tr) 80 0011100 0011100 0011100
90 0013950 0013950 0013950
100 0016900 0016900 0016900
110 0019950 0019950 0019950
120 0023100 0023100 0023100
60
130 0026350 0026350 0026350
140 0029700 0029700 0029700
150 0033150 0033150 0033150
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad
Una vez estudiadas todas las ecuaciones que emplea el simulador para el
caacutelculo de la conductividad y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica se realizoacute
una validacioacuten comparando los valores arrojados por las ecuaciones
programadas con las graacuteficas de los archivos de salida del simulador para ello
se utilizoacute como herramienta Microsoft Excel
454 Seccioacuten de componentes
Se especificoacute que la muestra se encontraba saturada por dos fluidos (agua y un
pseudocomponente de crudo muerto) se les asignaron los valores de peso
molecular densidad y viscosidad para el resto de las propiedades se asignoacute
ldquo0rdquo de esta manera el simulador asigna los valores por defecto que se muestran
en la Tabla 49
Tabla 49 Valores por defectos del simulador
4541 Densidades
El valor de la densidad del agua fue suministrada a 80degC (temperatura de
referencia) La densidad del crudo fue calculada en los laboratorios de PVT con
el densiacutemetro digital Anton Paar modelo DMA 4500M (figura 416) el rango
61
de temperatura considerado esta entre 40 y 60 degC por las limitaciones del
equipo posteriormente el valor a 80degC fue obtenido mediante extrapolacioacuten En
la figura 417 se muestra los valores los valores de densidad introducidos en
Starsreg para la simulacioacuten
Figura 416 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 4500M Fuente PDVSA-
Intevep
Figura 417 Ventana para insertar la densidad de los fluidos
4542 Viscosidades de la fase liacutequida
El valor de densidad del agua fue proporcionado por la Empresa Mixta para
determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030 En la
62
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura se presenta
los valores de viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura a ser
ingresados en el simulador y la respectiva Curva de la viscosidad del crudocurva de
la viscosidad del crudo se ilustraen la Figura 418 En cuanto a la viscosidad del
agua es un valor constante y las viscosidades de la fase gaseosa no se habilito
esta seccioacuten ya que no se considera fase gaseosa presente en el medio
63
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura
64
Figura 418 Curva de la viscosidad del crudo
4543 General
Los valores de referencia son las condiciones de trabajo al usar en el caso de la
temperatura estaacute pautado por la temperatura en la que se empleoacute el densiacutemetro
y la presioacuten de referencia de los laboratorios de PDVSA-Intevep En la Figura
419 se muestran los valores introducidos en el simulador
65
Figura 419 Ventana de la seccioacuten de componentes para introducir los valores de referencia en
la subseccioacuten general
46 Seccioacuten de Roca-fluido
Se emplearon las curvas de permeabilidad relativas obtenidas de las pruebas
desplazamiento realizadas en los laboratorios de interaccioacuten Roca-Fluido de
Pdvsa-Intevep utilizando tapones del aacuterea de estudio
66
Figura 420 Curva de permeabilidad
47 Seccioacuten de condiciones iniciales
En esta etapa se introducen las condiciones de yacimientos de presioacuten y
temperatura a las que fueron ejecutadas las pruebas de desplazamiento la
Figura 421 No se asignoacute contactos entre fluidos para garantizar que al inicio
haya soacutelo petroacuteleo en el yacimiento
67
Figura 421 Ventana de la seccioacuten de condiciones iniciales se muestra el valor de presioacuten y
profundidad de referencia suministrada al simulador
48 Seccioacuten numeacuterica
Se especifican los paraacutemetros utilizados en la simulacioacuten numeacuterica de las
ecuaciones involucradas en el flujo de fluidos (paraacutemetros de convergencia
constantes numeacutericas meacutetodos de solucioacuten discretizacioacuten y convergencia) Se
realizaron las modificaciones siguientes para tres paraacutemetros especiacuteficos
colocando los valores siguientes
Tabla 411 Modificaciones en la seccioacuten numeacuterica
Keyword Valor Definicioacuten
DTWELL 001min Tamantildeo de intervalo de primer paso de tiempo
NEWTONCYC 30 Cantidad de iteraciones para obtener la solucioacuten
NCUTS 15 Maacuteximos intervalos de cortes
49 Seleccioacuten de pozos y datos recurrentes
El modelo estaacute conformado por dos pozos un pozo inyector situado en la celda
(1 1 1) y un pozo productor celda (50 1 1) ambos pozos inician su
funcionamiento el 10-10-2018 a 000 min hasta los 2880 min
Pozo Inyector tipo Mobweight explicit
68
Para este modelo sencillo donde se inyecta un solo fluido que no es vapor y no
ocurren cambio de fases en el proceso de inyeccioacuten es indiferente que tipo de
pozo inyector se seleccione pues no afecta los caacutelculos del modelo
Restricciones (Constrains) en la ventana de constrains del pozo inyector se
muestra que los paraacutemetros empleados fueron la presioacuten de fondo y la tasa
de inyeccioacuten y ambos aplicados con la accioacuten de CONT la cual implica que
la accioacuten a tomar en caso de una violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten
operativa en este liacutemite y continuar con la simulacioacuten
Figura 422 Ventana de constrains del pozo inyector
Fluido inyectado a continuacioacuten en la Figura 423 Ventana para
descripcioacuten del fluido de inyectado se muestra las caracteriacutesticas como
composicioacuten y temperatura del fluido inyectado
69
Figura 423 Ventana para descripcioacuten del fluido de inyectado
Pozo Productor
Se cargoacute un archivo (fhf) para adjuntar el ldquohistoacuterico de produccioacutenrdquo y cargar
los eventos de los pozos inyector y productor Este archivo se realiza a partir de
un documento (txt) contiene las informacioacuten de produccioacuten de la prueba de
desplazamiento con un formato especiacutefico que contiene fecha final nombre del
archivo ldquoProduction Data Field History Fiel fecha inicial numero de variables
a utilizar los nombres de la variables y las unidades de esas variables el
nuacutemero de pozos y sus nombres luego se coloca el valor de cada variable con
respecto a la fecha
En la Figura 424 se muestra el (fhf) que fue utilizado en el modelo en el que
se cargoacute la informacioacuten de tasas de petroacuteleo agua y liquido en el pozo
productor y de tasa de inyeccioacuten de agua en el pozo inyector en unidades de
laboratorio en el tiempo que alliacute se indica en el formato de (antildeo-mes-
diaThoraminseg)
70
Figura 424 Histoacuterico de produccioacuten empleado para el modelo
Restricciones (Constrains) en la Figura 425 se muestra que el
paraacutemetro empleado fue el de la tasa de produccioacuten de liacutequido con la
accioacuten de CONT la cual implica que la accioacuten a tomar en caso de una
violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten operativa en este liacutemite y
continuar con la simulacioacuten
71
Figura 425 Ventana de constrains del prozo productor
410 Dato de salida IO Control
Se especificaron los paraacutemetros teacutermicos y variables que se requieren como
datos de salida eacutestas son las variables que se podraacuten graficar para estudiar con
la herramienta Results Graph de CMG objetivo del anaacutelisis del trabajo
Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (HEATCAP)
Conductividad teacutermica de la formacioacuten (roca + fluidos)
(THCONDUCT)
Conductividad teacutermica de la roca (THCOMPRE)
Temperatura (TEMP)
Viscosidad del petroacuteleo (VISO)
Saturacioacuten de agua (Sw)
411 Sensibilidades
En la tabla 51 se observan los valores miacutenimos y maacuteximos permitidos por el
simulador STARSreg tambieacuten el valor representativo de valores de
conductividad para cada fase a 25degC Adicionalmente se antildeadieron los valores
de conductividad a la temperatura de referencia obtenido por las pruebas
experimentales todos estos valores fueron los empleados para el estudio de
sensibilidad de conductividad teacutermica Anaacutelogamente en la tabla 53 se
72
observan los valores que especifica el manual del simulador como valores
miacutenimos y maacuteximos tambieacuten valores representativos de capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica Los valores representativos de conductividad y de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica del simulador se emplearon para comparar con los
valores obtenidos en el laboratorio y analizar la diferencia en el valor tiacutepico de
arenas consolidadas como lo indica el simulador y las arena no consolidadas
como es nuestro caso de estudio
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total
Se realizaron corridas con el modelo laquoDiscreta Complexraquo variando los valores
de conductividad teacutermica de la roca petroacuteleo y agua) y graficando en la celda
(25 1 1) los valores de conductividad total y la temperatura para los tres
valores asignados (valor miacutenimo valor maacuteximo y valor a tr) en el estudio por
separado de cada elemento para determinar cuaacutel es el elemento que mayor
impacto causa en la temperatura
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
Se empleoacute el modelo laquoDiscreta Complexraquo para graficar la conductividad
teacutermica capacidad caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del
tiempo especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y (49 1 1)
para estudiar el efecto de los paraacutemetros teacutermicos en las diferentes celdas con el
valor de conductividad que mayor variacioacuten causa en la temperatura con
respecto al modelo base
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
Se realizaron corridas con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontabraquo e
laquoIntegral Complex Thcontabraquo realizando variaciones en los valores de
capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca (Cvr) en la celda (25 1 1) los
valores asignados fueron los valores maacuteximo miacutenimo y el correspondiente de
las pruebas a la temperatura de referencia
73
412 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
A traveacutes de los modelo laquoDiscreta Complexraquo y laquoDiscreta Complex con
Thcontabraquo se realiza una comparacioacuten del valor de la conductividad teacutermica
total del sistema de un modelos discretos y por otro lado habilitando la opcioacuten
Thcontab
413 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
Por medio de los modelos laquoIntegral Complexraquo e laquoIntegral Complex con
Thcontabraquo se estudia la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en el
modelo integral
414 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
laquoDiscreta Complexraquo y laquoIntegral Complexraquo En la Figura 514 se pueden
comparar los valores de conductividad teacutermica considerando el modelo
cargando de forma discreta e integral
415 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontab raquo e laquo Integral Complex con
Thcontabraquo se realiza la comparacioacuten de los valores conductividad teacutermica total
y conductividad teacutermica de la roca de los modelos
74
CAPIacuteTULO V
ANALISIS DE RESULTADOS
51 Sensibilidades
A continuacioacuten se presentan los resultaron de las sensibilidades de los modelos
empleados para el estudio de la conductividad teacutermica y de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica
En la tabla 51 se presenta los valores finales de la conductividad teacutermica del
agua roca y petroacuteleo para cada una de las sensibilidades estos valores son los
experimentales de conductividad teacutermica con los valores de conductividad
teacutermica que el simulador sentildeala como representativos y poder hacer una
comparacioacuten del rango de valores y similitud para estimar si se encuentra en un
valor correspondiente de su respectivo elemento Para ello se llevoacute los valores
obtenido a temperatura de 80degC a una temperatura de 25degC El valor
experimental de conductividad de la roca se encuentra por debajo del valor
sugerido lo que se debe a que el valor de conductividad teacutermica de las arenas no
consolidadas son menores a los valores de conductividad teacutermica de las arenas
consolidadas que representa el valor de conductividad teacutermica del valore
representativo que estipula el simulador
75
Tabla 51 Valores de conductividad teacutermica de STAR y obtenido experimentalmente
En la tabla 52 se observar las sensibilidades realizadas para la conductividad
teacutermica cada elemento
Tabla 52 Sensibilidades de la conductividad teacutermica
Sensibilidades Kr Ko Kw
1 Valor maacuteximo Valor a Tr Valor a Tr
2 Valor a Tr Valor maacuteximo Valor a Tr
3 Valor a Tr Valor a Tr Valor maacuteximo
4 Valor miacutenimo Valor a Tr Valor a Tr
5 Valor a Tr Valor miacutenimo Valor a Tr
6 Valor a Tr Valor a Tr Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr Valor a Tr Valor a Tr
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua
Como se observa en la Figura 51 se realizan el modelo base y las
sensibilidades 3 y 6 es decir la variacioacuten de los valores de la conductividad en
la fase acuosa se observoacute poca variacioacuten en la temperatura una diferencia de
056 degC y error de 064 para kw = 000010 JcmmindegC y diferencia de 075
degC y error de 092 para kw = 6944578 JcmmindegC con respecto a los valores
del modelo base La temperatura de la celda disminuye muy poco a medida que
se le aumenta el valor de conductividad del agua El mayor error relativo que
alcanza la conductividad teacutermica al aplicar kw = 000010 JcmmindegC es de
047 mientras que al aplicar kw = 6944578 JcmmindegC es de 5769
(ANEXO C)
76
Figura 51 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del agua en la temperatura
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se realiza el modelo base y las sensibilidades 2 y 5 y se observa que entre la
curva de la temperatura para ko = 000010 JcmmindegC y la curva de
temperatura del modelo base se observa una diferencia de 016 degC y error de
019 por ser valores cercanos visualmente ocurre un solapamiento entre
ambas curvas de temperatura caso contrario al comparar la curvas de
temperatura del modelo base con la curva de temperatura de ko = 6944578
JcmmindegC presenta una diferencia de 082 degC y error de 1 Al aumentar los
valores de conductividad teacutermica de la fase oleica es poca la disminucioacuten de la
temperatura de la celda El mayor error relativo que alcanza la conductividad
teacutermica al aplicar ko = 000010 JcmmindegC es de 029 mientras que al
aplicar ko = 6944578 JcmmindegC es de 6213 (ANEXO C)
77
Figura 52 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del petroacuteleo en la temperatura
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca
Se comparan el modelo base y las sensibilidades 1 y 4 Se recurrioacute a una graacutefica
del tipo logariacutetmica para representar los valores de conductividad total ya que
los valores introducidos afectan notablemente la temperatura con una diferencia
de 474 degC y error de 570 para kr = 000010 JcmmindegC y una diferencia de
164 degC y error de 198 para kr = 6944578 JcmmindegC y pueden causar un
cambio de conductividad teacutermica final en la celda de para kr = 000010
JcmmindegC diferencia de 004 JcmmiddotmindegC y error de 099 para kr =
6944578 JcmmindegC diferencia de 319 JcmmiddotmindegC y error de 9881
(ANEXO C)
78
Figura 53 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la temperatura
Basado en lo observado se puede inferir que es la fase solida de la roca causa
maacutes variacioacuten en la temperatura 570 al realizarle la variacioacuten en los valores
de conductividad teacutermica de la roca especiacuteficamente en kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC este
comportamiento se puede atribuir a la ecuacioacuten aplicada y al valor de
conductividad irreal de conductividad teacutermica empleada ya que es 3647 veces
mayor al valor tiacutepico Mientras la variacioacuten de la conductividad teacutermica en los
fluidos tuvieron un similar comportamiento que no representaban una
influencia marcada en la temperatura arrojando un error relativo gt1 (ANEXO
C) Al aumentar los valores de conductividad teacutermica la temperatura de la celda
disminuye lo que es coherente ya que contribuye a la propagacioacuten del calor
pero afecta en mayor escala a este caso En el ANEXO B se presenta con maacutes
detalle los valores en los que oscilan las curvas de conductividad teacutermica y la
temperatura final que se alcanza respectivamente Acotando que en general
ocurre un aumento de la conductividad durante el proceso de inyeccioacuten de agua
caliente y que aquellas conductividades teacutermica que presentan una leve
disminucioacuten con el aumento de la temperatura son las sensibilidades 2 y 6 lo
79
cual se debe a la disminucioacuten de la saturacioacuten de crudo que en el caso de ko =
6944578 JcmmindegC el cual es la conductividad teacutermica con mayor valor Por
otro lado en kw = 000010 JcmmindegC ocurre que el menor valor corresponde
a la conductividad teacutermica del agua la cual aumenta su saturacioacuten y como la
conductividad teacutermica total se basa en una ecuacioacuten de ponderacioacuten por
volumen hace que el valor de conductividad teacutermica total tienda a la
conductividad con el mayor volumen
La sensibilidad de la conductividad teacutermica de la roca afecta inversamente a la
temperatura como a la capacidad caloriacutefica obtenieacutendose asiacute una curva de
mayor capacidad caloriacutefica al introducir el menor valor de conductividad de la
roca y viceversa figura 54
Figura 54 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
En la Figura 55 se observa como el aumento de la conductividad incrementa el
avance del agua proporcionalmente al disminuir la conductividad aumenta la
temperatura lo cual ayuda a la disminucioacuten de la viscosidad del crudo y
aumentado la movilidad y beneficiando la extensioacuten de la saturacioacuten de agua en
la celda
80
Figura 55 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en el avance de
inyeccioacuten de agua
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
En las Figura 56 y 57 se graficaron la conductividad teacutermica capacidad
caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del tiempo al aplicar la
sensibilidad 4 especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y
(49 1 1) donde se observa como el frente de agua trae consigo el aumento de
la temperatura la capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica siento el maacutes
afectado la celda (2 1 1) la cual es la celda maacutes proacutexima al pozo inyector ya
que es por medio del cual se inyecta el agua caliente
81
Figura 56 Saturacioacuten y capacidad de kr = 000010 JcmmindegC
Figura 57 Temperatura y conductividad de kr = 000010 JcmmindegC
82
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
En la tabla 53 se observa que existe una diferencia entre el valor representativo
del simulador que trae por defecto a 25degC y el valor experimental extrapolado a
25degC apreciaacutendose que el valor de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
experimental es mayor por lo que establece que las arenas no consolidadas
requieren mayor cantidad de energiacutea en forma de calor para aumentar la
temperatura
Tabla 53 Valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de STAR y obtenido experimentalmente
Nombre Keyword
Valor
miacutenimo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
maacuteximo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
representativo
para STAR a
25degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 80degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 25degC
(Jcm3degC)
Capacidad
Caloriacutefica
Volumeacutetrica
de la roca
Rockcp 0 100 23470 18513 37598
En la tabla 54 se observar las sensibilidades realizadas para la capacidad caloriacute-
fica volumeacutetrica
Tabla 54 Sensibilidades de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca
Sensibilidades Cvr
7 Valor maacuteximo
8 Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr
Al graficar el modelo base y las sensibilidades 7 y 8 se observa en la Figura 58
(izquierda) que la saturacioacuten del agua es mayor al usar la sensibilidad 8 de la
Tabla 54 es decir el menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cvr = 0
Jcm3degC) el modelo base tiene un comportamiento semejante debido a la
cercaniacutea de sus valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica caso contrario al
introducir la sensibilidad 7 de la Tabla 54 (Cvr = 100 Jcm3degC) pues este caso
presenta una curva que muestra un suave incremento luego de los 246 minutos
83
de iniciar la inyeccioacuten En la Figura 58 (derecha) se representan tres rectas casi
constantes producto de introducir los valores de la tabla 53 en la ecuacioacuten 6 su
comportamiento de recta horizontal se debe a la poca variacioacuten de capacidad
caloriacutefica con respecto al incremento de temperatura Por otro lado en la Figura
59 (izquierda) se aprecia la variacioacuten de la temperatura y que el miacutenimo valor
de capacidad arroja como resultado un abrupto aumento de la temperatura de la
celda seguida por la curva del modelo base y por uacuteltimo la curva de maacuteximo
valor de capacidad demostrando que solo aumenta la temperatura de la celda
hasta 714degC lo cual se debe a que el aumento de la temperatura estaacute asociado a
la saturacioacuten de agua y la sensibilidad que obtenga una mayor saturacioacuten
obtendraacute tambieacuten una mayor temperatura y viceversa Con respecto a la
conductividad teacutermica al introducir el mayor valor de capacidad caloriacutefica
demostroacute ser la curva con un aumento de pendiente casi vertical los primero
minutos del desplazamiento consecuencia de incremento de saturacioacuten se agua
y luego de los 900 minutos tiende a un valor constante de 0039 JcmmiddotmindegC
mientras las otras dos curvas muestran un aumento al inicio del proceso y
alcanza un punto criacutetico en el minuto 64 decayendo hasta los 400 minutos
alcanzando en ese punto un menor valor de conductividad teacutermica la
sensibilidad del menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
84
Figura 58 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex
Thcontab
85
Figura 59 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad de
la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex Thcontab
Las Figura 510 y 511 muestran graficas similares a las Figura 58 y Figura 59
del modelo cargado con valores de forma integral se obtienen las mismas
observaciones en la saturacioacuten tanto para la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y
temperatura Sin embargo en el paraacutemetro de la conductividad teacutermica
presentan curvas que incrementan a medida que la temperatura aumenta
Debido a que la variacioacuten de la saturacioacuten no afecta el valor de conductividad
total como consecuencia de la restriccioacuten de aumentar con la temperatura por
medio de la herramienta Thcontab para todas las fases con el mismo valor
86
Figura 510 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex
Thcontab
87
Figura 511 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad
de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex Thcontab
52 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
En la Figura 512 se puede observar la contraposicioacuten de estudiar la
conductividad teacutermica total del sistema de un modelos discretos introduciendo
un solo valor constante de la conductividad para cada fase respectiva y por otro
lado habilitando la opcioacuten Thcontab que permite especificar la variacioacuten de las
conductividades de cada fase con respecto a la variacioacuten de la temperatura y
ademaacutes permite la opcioacuten de graficar la curva de conductividad de la roca la
cual es decreciente al transcurrir el tiempo y el aumento de la temperatura Al
comparar ambas curvas de conductividad teacutermica total se puede distinguir una
curva creciente que pertenece valores constantes de conductividad teacutermica para
cada fase mientras que la curva que emplea Thcontab se compone de tres
tendencias ambas curvas muestran al inicio un crecimiento pronunciado debido
al aumento de la saturacioacuten del agua la curva con Thcontab una segunda
88
seccioacuten que muestra un decrecimiento luego de un punto criacutetico a los 64
minutos y luego a partir de los 400 minutos una seccioacuten de valores contantes
que presenta un ligero incremento sin embargo las curvas solo presentan una
diferencia en promedio de 0000183 JcmmiddotmindegC y un error de 05
Figura 512 Contraste entre la conductividad total de un modelo discreto Complex y un modelo
discreto Complex con Thcontab
53 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
En la Figura 513 se expone la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en
el modelo integral Complex La conductividad teacutermica total del sistemas al
introducir los valores contantes de conductividad (Curva 1) se describe una
conductividad constante en el tiempo con una recta de pendiente cero con el
mismo valor que se introdujo en el simulador cada fase con el mismo valor de
conductividad y por balance de masa incrementar la saturacioacuten de agua
disminuye proporcionalmente la saturacioacuten de petroacuteleo mantenieacutendose
constante la porosidad lo cual indica un mismo valor volumeacutetrico de roca en la
89
ecuacioacuten de volumen ponderado que calcula la conductividad teacutermica total
quien arroja el mismo resultado en cada paso de tiempo Mientras que al
habilitar la opcioacuten Thcontab es igualmente asignando el mismo valor de
conductividad teacutermica para todas las fases pero indicando la variacioacuten con la
temperatura se permite observar que la conductividad teacutermica de la roca y la
total del sistemas presentan unas curvas solapadas que incrementan con el
transcurrir del tiempo
Anaacutelogamente estas curvas son iguales por el balance de materiales el aumento
de la curva se debe a la variacioacuten de los valores de conductividad a traveacutes del
tiempo seguacuten indica la tabla Thcontab Al comparar ambas curvas de
conductividad teacutermica total se observa una diferencia de 00002163
JcmmiddotmindegC y un error de 19 (ver ANEXO D)
Figura 513 Contraste de la conductividad total de un modelo integral Complex y la
conductividad total y de la roca de un modelo integral con Thcontab
90
54 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
En la Figura 514 se pueden comparar los valores de conductividad teacutermica
considerando el modelo cargando de forma discreta e integral La capacidad
caloriacutefica y la saturacioacuten no se ven afectadas por el tipo de modelo que se
emplee la temperatura al contrario si representa una diferencia de 102 entre
los minutos 400 y 800 En el modelo discreto la conductividad es 345 veces
mayor al modelo integral mantenieacutendose este en el valor contante de 0011100
JcmmiddotmindegC y por el contrario el modelo discreto iniciando en 00293004
JcmmiddotmindegC y ascendiendo hasta el valor de 0038362 JcmmiddotmindegC esto se debe
que aunque el simulador emplea la ecuacioacuten 8 con los valores de conductividad
de cada elementos (roca agua y petroacuteleo) constantes a traveacutes del tiempo pero
las saturaciones variacutean a traveacutes del tiempo eacutestos cambios en las saturaciones
hacen que la conductividad teacutermica total ascienda tendiendo a la conductividad
de quien incrementa su saturacioacuten eacuteste es el caso del agua y la cual posee una
conductividad mayor Ambas curvas tienen una diferencia de 0022731
JcmmiddotmindegC y un error de 672 (ANEXO E)
91
Figura 514 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad capacidad caloriacutefica temperatura
y saturacioacuten total de un modelo discreto Complex con un modelo integral Complex
55 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Aunque ambos modelos (integral y discreto) fueron ejecutados con Thcontab lo
que permite para ambos casos graficar la conductividad teacutermica de la roca solo
se graficoacute para el modelo discreto (Figura 515) ya que al realizar un modelo
integral la conductividad teacutermica de la roca es la misma que la conductividad
teacutermica total y ambas curvas se solapan En el modelo discreto se aprecia que
la conductividad teacutermica de la roca disminuye al transcurrir del tiempo donde
ocurre el aumento de temperatura tal y como lo enuncia Messmer (1980) afirma
ldquoLa conductividad teacutermica de las arenas no consolidadas disminuyen con el
aumento de la temperatura debido a los efectos del mineral cuarzo que es un
material cristalino con propiedades teacutermicas anisotroacutepicas presente en estos
sistemasrdquo El cuarzo que es el mineral que predomina en las areniscas seguacuten
estudios llevados a cabo en PDVSA - Intevep (2016) mediante Difraccioacuten de
92
Rayos X determinaron que posee mayor porcentaje (66) presente en el
sistema de yacimiento petroliacutefero campo Petrocarabobo En las curvas de
conductividad teacutermica total entre los modelo discreto e integral se obtuvo una
diferencia en promedio de 0023130 JcmmiddotmindegC y un error de 2125 y entre
las curvas de conductividad teacutermica de la roca una diferencia en promedio de
0004859 JcmmiddotmindegC y un error de 446 (ANEXO F)
Figura 515 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad total de un modelo discreto
Complex Thcontab y un modelo integral Complex Thcontab
93
CONCLUSIONES
Las arenas consolidadas secas pueden tener una conductividad teacutermica
mayor que las arenas no consolidadas sin fluidos con la misma
composicioacuten debido a que ocupa mayor proporcioacuten volumeacutetrica en un
volumen determinado es decir hay mayor contacto entra los poros de la
matriz
El caacutelculo de la conductividad total del sistema se realiza mediante el
meacutetodo Complex debido a que utiliza la ecuacioacuten de mezcla no lineal
recomendada por CMG tomando en cuenta las conductividades y
saturaciones de los fluidos presentes e interrelaciones entre las fases
En modelo integral Thcontab todos los valores de conductividad teacutermica
aumentan sin importar el comportamiento particular con la temperatura
asiacute como el orden de magnitud de cada fase (roca agua petroacuteleo y gas)
por lo tanto no representa el comportamiento real de la transferencia de
calor en el medio poroso
Se concluye que es la roca la fase que causa maacutes variacioacuten en la
temperatura al realizarle la variacioacuten en los valores de conductividad
teacutermica de la roca un error de 570 al asignar kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC
Al contrastar los modelos cargados de forma discreta e integral se
contempla que las curvas de conductividad total tienen un error relativo
de 672
94
Entre los modelos discreto e integral cargados con thcontab se obtuvo
que las curvas de conductividad teacutermica total presentaban un error de
2125 y entre las curvas de conductividad teacutermica de la roca de ambos
modelos un error de 446
Debido al alto error entre los valores de conductividad teacutermica obtenida
entre las curvas de los modelos cargados de forma discreta e integral no
se pueden considerar como modelos equivalentes
Al realizar el estudio de los efectos de variar los valores de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se encontroacute que al asignar el valor
maacuteximo ocurre una disminucioacuten importante en los valores de la
saturacioacuten de agua y temperatura de los modelos discreto e integral Por
otro lado en el caso de la conductividad teacutermica causa un aumento de la
curva para el modelo discreto y una curva por debajo de la curva del
modelo base para el modelo integral
95
RECOMENDACIONES
Realizar estudio de determinacioacuten de propiedades teacutermica en muestras
saturadas elaborando sensibilidades en las saturaciones de los fluidos
presentes
Para representar las condiciones reales del yacimiento con un crudo
vivo y tres fases (petroacuteleo agua y gas) se debe incluir un PVT del fluido
para evaluar los procesos de transferencia de calor
Profundizar en el estudio de RMN y calorimetriacutea para obtener los
paraacutemetros teacutermicos en todas las direcciones (I J K) del tapoacuten ya que
existe en general presentan un comportamiento anisotroacutepico y
disminuye la certidumbre de las propiedades teacutermicas el considerar que
el sistema tiene cualidades de Isotropiacutea
Realizar modelos de simulacioacuten numeacuterica suministrando los valores de
conductividad teacutermica de forma discreta
96
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ANEXOS
ANEXO A Propiedades RMN de los fluidos de yacimientos Fuente Coates y cols (1999)
Fluidos T1 (ms) T2 (ms) T1T2 Viscosidad (cP)
Salmuera 1 ndash 500 1 - 500 2 02 - 08
Petroacuteleo Liviano 3000 ndash 4000 300 - 1000 4 02 - 100
Gas 4000 ndash 5000 30 - 60 80 0011 - 0014
ANEXO B Valores promedio de conductividad teacutermica total al variar la conductividad de las
fases
Figuras
51 - 53
Kt (JcmmiddotmindegC) Temperatura
final (degC) Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
Sensibilidad 6 002543 0020102 0022766 899
Sensibilidad 3 0069244 007729 0073267 897
Sensibilidad 5 0020747 0036985 0028866 898
Sensibilidad 2 007738 00771575 007738 897
Sensibilidad 4 0000488 0000506 0000497 90
Sensibilidad 1 168611 322573 245592 896
Modelo base 00293 0038362 0033831 898
100
ANEXO C Contraste de conductividad y temperatura entre sensibilidades de conductividad
101
ANEXO D Contraste de conductividad total al habilitar Thcontab en modelos integrales
Figura
513
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0000216 194
kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
ANEXO E Contraste de conductividad total entre modelo integral y discreto
Figura 514
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0022731 6719 kt discreta
Complex 00293 0038362 0033831
ANEXO F Contraste de kt y kr entre modelo integral y discreto Thcontab
Figura 515
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt discreta
Complex
Thcontab
0032386 0035643 0034014
002313 21251 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr discreta
Complex
Thcontab
0017683 0013803 0015743
0004859 4464 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
vi
IacuteNDICE
LISTA DE FIGURAS XI
LISTA DE TABLAS XIV
INTRODUCCIOacuteN 1
CAPIacuteTULO I 3
EL PROBLEMA 3
11 PLANTEAMIENTO DE PROBLEMA 3
12 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIOacuteN 3
121 Objetivo general 3
122 Objetivos especiacuteficos 4
13 JUSTIFICACIOacuteN DE LA INVESTIGACIOacuteN 4
14 ALCANCE DE LA INVESTIGACIOacuteN 5
15 LIMITACIONES 6
CAPIacuteTULO II MARCO TEOacuteRICO 8
21 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIOacuteN 8
22 BASES TEOacuteRICAS 11
221 Yacimiento 12
2211 Yacimientos consolidados 12
2212 Yacimientos no consolidados 12
222 Fluidos contenidos en los yacimientos 12
2221 Agua de formacioacuten 12
2222 Hidrocarburos (Crudo) 13
223 Grados API 13
224 Crudos Extra-pesados 13
225 Recuperacioacuten Teacutermica 14
2251 Clasificacioacuten de los procesos de recuperacioacuten teacutermica 15
vii
22511 Inyeccioacuten de fluidos calientes 15
22512 Recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua caliente 16
226 Propiedades petrofiacutesicas de la roca 16
2261 Porosidad (120601) 17
2262 Permeabilidad (K) 17
2263 Saturacioacuten del fluido 17
2264 Tapoacuten 18
227 Propiedades teacutermicas en los yacimientos 18
2271 Calor especiacutefico (Ce) 18
2272 Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cv) 18
2273 Difusividad teacutermica (120514) 19
2274 Conductividad teacutermica (K) 19
22741 Conductividad teacutermica del petroacuteleo 20
22742 Conductividad teacutermica del agua 20
228 Calorimetriacutea 21
229 Transferencia de calor 21
2291 Meacutetodos de transferencia de calor 22
22911 Conduccioacuten 22
22912 Radiacioacuten 22
22913 Conveccioacuten 22
2210 Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN) 23
2211 Simulacioacuten de yacimientos 23
22111 Etapas para la simulacioacuten de yacimientos 24
22112 Mecanismos de desplazamiento 25
22113 Propiedades petrofiacutesicas 26
22114 Propiedades PVT de los fluidos 26
22115 Datos de produccioacuten 27
22116 Simulador de recuperacioacuten teacutermica 28
22117 Descripcioacuten de la herramienta de simulacioacuten numeacuterica 28
221171 BUILDERreg 28
viii
221172 STARSreg 29
221173 RESULTSreg 29
2212 Sistema integral 29
2213 Sistema discreto 29
2214 Modelo integral 30
2215 Modelo discreto 30
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos 30
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total 31
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total 31
221612 Simple 32
221613 Complex 32
221614 Temper 33
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB) 33
CAPIacuteTULO III 35
AacuteREA DE ESTUDIO 35
31 DESCRIPCIOacuteN DEL AacuteREA DE ESTUDIO 35
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco 35
312 Aacuterea de Carabobo 36
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas 36
314 Estratigrafiacutea regional 37
315 Miembro Morichal 37
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas 39
CAPIacuteTULO IV 40
MARCO METODOLOacuteGICO 40
41 TIPO DE LA INVESTIGACIOacuteN 40
LA MODALIDAD DE LA INVESTIGACIOacuteN CUMPLE CON LAS CARACTERIacuteSTICAS
DEL TIPO EVALUATIVO 40
42 DISENtildeO DE LA INVESTIGACIOacuteN 40
ix
43 PROCEDIMIENTO METODOLOacuteGICO 41
431 Revisioacuten bibliograacutefica 42
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten 43
44 CARACTERIZACIOacuteN DE LOS FLUIDOS 49
45 USO DE STARSreg 55
451 Construccioacuten del mallado 55
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas 56
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca 56
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad 60
454 Seccioacuten de componentes 60
4541 Densidades 60
4542 Viscosidades de la fase liacutequida 61
4543 General 64
46 SECCIOacuteN DE ROCA-FLUIDO 65
47 SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES 66
48 SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
49 SELECCIOacuteN DE POZOS Y DATOS RECURRENTES 67
410 DATO DE SALIDA IO CONTROL 71
411 SENSIBILIDADES 71
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total 72
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas 72
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica 72
412 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO DISCRETO 73
413 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO INTEGRAL 73
414 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON MODELO INTEGRAL 73
415 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON THCONTAB CON
MODELO INTEGRAL THCONTAB 73
CAPIacuteTULO V 74
ANALISIS DE RESULTADOS 74
x
51 SENSIBILIDADES 74
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica 74
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua 75
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo 76
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca 77
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas 80
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica 82
52 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO DISCRETO 87
53 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO INTEGRAL 88
54 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON MODELO INTEGRAL 90
55 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON THCONTAB CON
MODELO INTEGRAL THCONTAB 91
CONCLUSIONES 93
RECOMENDACIONES 95
BIBLIOGRAFIacuteA 96
ANEXOS 99
xi
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 21 VISCOSIDAD DEL CRUDO VS TEMPERATURA FUENTE PUERTA (2015) 15
FIGURA 22 INYECCIONES DE AGUA CALIENTE FUENTE BRICENtildeO (2015) 16
FIGURA 23 GRAacuteFICA TASAS DE FLUIDOS EN FUNCIOacuteN DEL TIEMPO (SEPUacuteLVEDA 2005) 28
FIGURA 31 FAJA PETROLIacuteFERA DEL ORINOCO FUENTE PUERTA (2015) 35
FIGURA 32 AacuteREA DE CARABOBO Y SUS LIacuteMITES TERRITORIALES FUENTE PUERTA (2015) 36
FIGURA 33 CUENCAS PETROLIacuteFERAS DE LA REPUacuteBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA FUENTE
PUERTA (2015) 37
FIGURA 34 CONFIGURACIOacuteN ESTRUCTURAL FUENTE ARCHIVOS DE PETROINDEPENDENCIA
SA 38
FIGURA 41 FASES DE LA METODOLOGIacuteA APLICADA 42
FIGURA 42 SISTEMA PARA CONFINAMIENTO DE MUESTRAS DE ROCA NO CONSOLIDADAS
FUENTE INTEVEP SA CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS
DE VENEZUELA SA 44
FIGURA 43 PROCESO COMPLETO DE EMPAQUE DE MUESTRAS FUENTE PDVSA-INTEVEP 44
FIGURA 44 RESONADOR MARAN ULTRA DRX 2 FUENTE PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 45 INSTRUMENTO PARA LA REALIZACIOacuteN DE LA PRUEBA CALORIMEacuteTRICA FUENTE
PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 46 EQUIPO DE LIMPIEZA DE MUESTRAS DEAN-STARS A) ANTES DE LA LIMPIEZA DE
MUESTRA Y B) DURANTE LA LIMPIEZA DE MUESTRAS 48
FIGURA 47 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 35N FUENTE PDVSA-
INTEVEP 50
FIGURA 48 RETROVISCO RV 2030 MARCA HAAKE FUENTE PDVSA-INTEVEP 51
FIGURA 49 DIAGRAMA DE UN SIMULADOR FIacuteSICO DE YACIMIENTOS FUENTE INTEVEP SA
CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS DE VENEZUELA SA 52
FIGURA 410 ESQUEMA DEL PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL PARA LA DETERMINACIOacuteN DE
CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA POR EL MEacuteTODO DE ESTADO NO ESTACIONARIO
FUENTE DIacuteAZ (2014) 53
FIGURA 411 EFECTO DE LA VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA SOBRE LAS CURVAS DE
PERMEABILIDAD RELATIVA PARA MUESTRAS DEL CAMPO PETROCARABOBO 54
FIGURA 412 TRANSFORMACIOacuteN DEL AacuteREA TRANSVERSAL PARA LA CONSTRUCCIOacuteN DEL
MALLADO 56
xii
FIGURA 413 VENTANA PARA INGRESAR LOS DATOS DE COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA Y
PRESIOacuteN DE POROSIDAD DE REFERENCIA 57
FIGURA 414 VENTANA DE LAS PROPIEDADES TEacuteRMICAS 58
FIGURA 415 VENTANA DE LAS PEacuteRDIDAS DE CALOR POR LAS ROCAS ADYACENTES 58
FIGURA 416 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 4500M FUENTE
PDVSA-INTEVEP 61
FIGURA 417 VENTANA PARA INSERTAR LA DENSIDAD DE LOS FLUIDOS 61
FIGURA 418 CURVA DE LA VISCOSIDAD DEL CRUDO 64
FIGURA 419 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE COMPONENTES PARA INTRODUCIR LOS VALORES DE
REFERENCIA EN LA SUBSECCIOacuteN GENERAL 65
FIGURA 420 CURVA DE PERMEABILIDAD 66
FIGURA 421 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES SE MUESTRA EL VALOR DE
PRESIOacuteN Y PROFUNDIDAD DE REFERENCIA SUMINISTRADA AL SIMULADOR 67
FIGURA 422 VENTANA DE CONSTRAINS DEL POZO INYECTOR 68
FIGURA 423 VENTANA PARA DESCRIPCIOacuteN DEL FLUIDO DE INYECTADO 69
FIGURA 424 HISTOacuteRICO DE PRODUCCIOacuteN EMPLEADO PARA EL MODELO 70
FIGURA 425 VENTANA DE CONSTRAINS DEL PROZO PRODUCTOR 71
FIGURA 51 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL AGUA EN LA
TEMPERATURA 76
FIGURA 52 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL PETROacuteLEO EN
LA TEMPERATURA 77
FIGURA 53 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
TEMPERATURA 78
FIGURA 54 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
CAPACIDAD 79
FIGURA 55 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN EL
AVANCE DE 80
FIGURA 56 SATURACIOacuteN Y CAPACIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 57 TEMPERATURA Y CONDUCTIVIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 58 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO COMPLEX THCONTAB 84
FIGURA 59 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO
COMPLEX THCONTAB 85
xiii
FIGURA 510 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 86
FIGURA 511 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL
COMPLEX THCONTAB 87
FIGURA 512 CONTRASTE ENTRE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
Y UN MODELO DISCRETO COMPLEX CON THCONTAB 88
FIGURA 513 CONTRASTE DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO INTEGRAL COMPLEX Y
LA CONDUCTIVIDAD TOTAL Y DE LA ROCA DE UN MODELO INTEGRAL CON THCONTAB 89
FIGURA 514 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD CAPACIDAD
CALORIacuteFICA TEMPERATURA Y SATURACIOacuteN TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
CON UN MODELO INTEGRAL COMPLEX 91
FIGURA 515 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO
DISCRETO COMPLEX THCONTAB Y UN MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 92
xiv
LISTA DE TABLAS
TABLA 21 GRAVEDAD API DE LOS HIDROCARBUROS 13
TABLA 22 POROSIDAD DE LOS MINERALES DE YACIMIENTOS 17
TABLA 23 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DEL AGUA 21
TABLA 41 VALORES DE LAS DIMENSIONES DE LAS MUESTRA A ESTUDIAR 43
TABLA 42 CONDICIONES EMPLEADAS EN LA TEacuteCNICA DE RMN 45
TABLA 43 COMPOSICIOacuteN DE LA SALMUERA 50
TABLA 44 DIMENSIONES DE LA MUESTRA EN FORMA DE CILINDRO 55
TABLA 45 DIMENSIONES DE LAS CELDAS DEL MALLADO 56
TABLA 46 INFORMACIOacuteN PETROFIacuteSICA DE LA MUESTRA 56
TABLA 47 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO DISCRETO 59
TABLA 48 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO INTEGRAL 59
TABLA 49 VALORES POR DEFECTOS DEL SIMULADOR 60
TABLA 410 VISCOSIDAD DE LOS FLUIDOS CON SU RESPECTIVA TEMPERATURA 63
TABLA 411 MODIFICACIONES EN LA SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
TABLA 51 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DE STAR Y OBTENIDO EXPERIMENTALMENTE 75
TABLA 52 SENSIBILIDADES DE LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA 75
TABLA 53 VALORES DE CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE STAR Y OBTENIDO
EXPERIMENTALMENTE 82
TABLA 54 SENSIBILIDADES DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE LA ROCA 82
1
INTRODUCCIOacuteN
Debido a la merma de crudos livianos y medianos a nivel mundial y nacional
aunado a los altos costos de la energiacutea y la necesidad de restituir la reserva se
estaacute incentivando a la empresa petrolera nacional a explotar de forma eficiente
las reservas de crudos pesados y extra-pesados a un ritmo maacutes acelerado los
cuales se caracterizan seguacuten la API (American Petroleum Institute) por ser
poseedores de altas viscosidades dificultando asiacute el proceso de explotacioacuten y
extraccioacuten (PDVSA 2010)
Dadas las reservas que de estos tipos de crudos en Venezuela se presentan en la
Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se ha establecido como reto el trabajar en
mejorar e innovar en tecnologiacuteas a nivel de exploracioacuten y explotacioacuten con la
finalidad de garantizar la mayor optimizacioacuten de los recursos proteger la
integridad del yacimiento y disminuir el impacto ambiental Entre los aspectos
maacutes importantes a tener en cuenta destaca la necesidad de contar con una
correcta caracterizacioacuten del yacimiento ya que eacutesta brinda la informacioacuten
baacutesica necesaria para definir la tecnologiacutea maacutes adecuada para el proceso de
explotacioacuten del yacimiento (Doumat 2016)
En particular para el caso de los yacimientos de crudos pesados y extra-
pesados existen diversas tecnologiacuteas para su extraccioacuten y explotacioacuten de
acuerdo a un proceso de recuperacioacuten mejorada de hidrocarburos (RMH)
dentro de las cuales destacan aquellos basados en meacutetodos teacutermicos (Ferrer
2009) Para la aplicacioacuten de estos meacutetodos en particular es necesario contar con
una evaluacioacuten de las propiedades teacutermica del yacimiento la cual usualmente
poco se ejecuta pero que resulta de gran importancia ya que permite conocer
coacutemo ocurre la transferencia de calor en el sistema dadas las dificultades
presentadas principalmente por las altas viscosidades encontradas en estos tipos
2
de crudos Es por ello que la estimacioacuten de propiedades teacutermicas del
yacimiento como difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad caloriacutefica y
conductividad teacutermica debe ser realizada previo a la seleccioacuten de la tecnologiacutea
a implementar para la extraccioacuten del crudo con la finalidad de conocer su
influencia en las propiedades de interaccioacuten roca-fluido que toman vida en el
yacimiento al implementar dichas tecnologiacuteas
Los paraacutemetros teacutermicos de los yacimientos asociados a la Empresa Mixta
Petrocarabobo a considerar en este trabajo son obtenidos de las pruebas de
laboratorio empleando las teacutecnicas de Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN) y
Calorimetriacutea estos seraacuten utilizados para evaluar su impacto en la transferencia
de calor mediante una simulacioacuten numeacuterica empleando el software Starsreg de
la empresa canadiense CMG (Computer Modelling Group) Asiacute en funcioacuten a lo
anteriormente expuesto en este estudio se plantea evaluar el efecto de las
propiedades teacutermicas sobre un sistema de yacimiento de forma discreta y
continua entendieacutendose por evaluacioacuten discreta el escenario donde cada uno
de los componentes del sistema (arena agua y crudo) son estudiados por
separado mientras que el continuo representa el sistema roca-fluido evaluado
como un solo elemento
3
CAPIacuteTULO I
EL PROBLEMA
11 Planteamiento de problema
La caracterizacioacuten de los yacimientos contempla en teacuterminos generales todos
aquellos estudios previos que se realizan para conocer las propiedades del
sistema roca-fluido a fin de optimizar los consiguientes procesos y por ende
entre otros aspectos mitigar los costos durante la explotacioacuten A nivel teacutermico
los fenoacutemenos asociados a esta caracterizacioacuten son actualmente determinados
de forma empiacuterica a condiciones ideales o por teacutecnicas que finalmente soacutelo
estiman la conductividad teacutermica de las rocas razoacuten por la cual se plantea en
este trabajo evaluar la influencia de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma
discreta y continua para un yacimiento petroliacutefero de arena no consolidada y
crudo extra-pesado asociado al Bloque Carabobo de la Faja Petroliacutefera del
Orinoco bajo una metodologiacutea experimental de tipo evaluativa a traveacutes del
simulador numeacuterico CMG Starsreg
12 Objetivos de la investigacioacuten
121 Objetivo general
Evaluar el impacto de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma discreta y
continua para un yacimiento asociado a la Faja Petroliacutefera del Orinoco a traveacutes
de simulacioacuten numeacuterica
4
122 Objetivos especiacuteficos
Recopilar la informacioacuten disponible de anaacutelisis experimentales en
propiedades teacutermicas de yacimientos de la FPO asiacute como las de
propiedades baacutesicas y de interaccioacuten roca fluidos
Construir el modelo de simulacioacuten numeacuterica para representar los
fenoacutemenos teacutermicos
Evaluar los escenarios de simulacioacuten resultantes de considerar las
variables teacutermicas de forma discreta y continua
Cotejar el impacto de los fenoacutemenos teacutermicos sobre los resultados
obtenidos en las simulaciones ejecutadas para los escenarios planteados
(discreto y continuo)
13 Justificacioacuten de la investigacioacuten
En la Faja Petroliacutefera del Orinoco los pozos estaacuten asociados a crudos pesados y
extra-pesados con viscosidades altas entre 1000 y 13000 cP aproximadamente
para el crudo vivo y viscosidades de hasta maacutes de 1000000 cP para el crudo
muerto lo cual dificulta las pruebas experimentales a nivel de laboratorio
Dadas estas condiciones es necesario estudiar las tecnologiacuteas existentes que
tienen lugar en el proceso de extraccioacuten de crudo debido a las dificultades que
se presentan al desplazar un fluido de tan alta viscosidad a traveacutes del medio
poroso que constituye el yacimiento (PDVSA 2006)
La tecnologiacutea maacutes empleada para estos tipos de crudos y que ha brindado
buenos resultados es la aplicacioacuten de meacutetodos teacutermicos con el fin de disminuir
la viscosidad del petroacuteleo para facilitar su movilidad a traveacutes del medio poroso
Es por ello que surge la necesidad de profundizar en el estudio de los
fenoacutemenos teacutermicos y asiacute garantizar la eficiencia de la aplicacioacuten de energiacuteas
5
adicionales para obtener una mayor explotacioacuten y produccioacuten que beneficie los
intereses de las compantildeiacuteas petroleras generando mayores ingresos
Entre los fenoacutemenos teacutermicos maacutes relevantes que toman lugar durante estos
procesos es importante resaltar la difusividad teacutermica la cual brinda
informacioacuten de la propagacioacuten de energiacutea a traveacutes de un medio (Cengel 2011)
el calor especiacutefico que indica la cantidad de calor necesaria a aplicar para que
un cuerpo eleve su temperatura un grado la capacidad caloriacutefica que indica la
cantidad de calor necesaria para aumentar un grado centiacutegrado la temperatura
de un volumen de sustancia determinado y por uacuteltimo la conductividad teacutermica
que muestra la capacidad de un cuerpo para conducir el calor a traveacutes de eacutel
(Cengel 2011)
Debido a que la evaluacioacuten experimental de estas propiedades teacutermicas es
compleja y costosa dentro de la industria petrolera en los uacuteltimos antildeos se ha
recurrido a ecuaciones empiacutericas como las reportadas por (Seto et al 1991) en
esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis como RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten
numeacuterica con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un
sistema en el que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y
continua para a su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y
calorimetriacutea para determinar dichas propiedades teacutermicas
14 Alcance de la investigacioacuten
Evaluar los paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma continua y discreta a traveacutes
de una simulacioacuten numeacuterica de yacimiento que permita determinar el impacto
de cada una de las variables teacutermicas sobre la dinaacutemica de los fluidos en
consideracioacuten para cada una de las condiciones indicadas continua y discreta
asiacute como establecer cuaacutel de estas dos condiciones experimentales en la
6
evaluacioacuten de los paraacutemetros teacutermicos es maacutes rentable y efectivo para el estudio
de fenoacutemenos teacutermicos difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad
caloriacutefica y conductividad teacutermica
15 Limitaciones
Como una de las principales limitaciones del trabajo se presenta el posible
vencimiento de la licencia del software de simulacioacuten de yacimientos empleado
en la investigacioacuten (Starsreg de CMG) De igual manera la disponibilidad de
paraacutemetros experimentales que aporten informacioacuten de los fenoacutemenos teacutermicos
sobre sistemas de yacimientos que permitan obtener una caracterizacioacuten maacutes
amplia de la influencia de los mismos sobre los resultados de la simulacioacuten
Ademaacutes se debe tener en consideracioacuten los siguientes aspectos
Los datos de las propiedades se obtienen de pruebas de laboratorio para
crudo extra-pesados de la FPO
Los datos utilizados corresponden a resultados de experimentos a
saturacioacuten de agua irreducible (Swirr) 85 sin presencia de gas en el
sistema
Los modelos existentes en los simuladores representan correlaciones
desarrolladas con petroacuteleo convencional mientras que en este estudio se
utiliza petroacuteleo extra-pesado Tanto en las ecuaciones de mezclas de las
fases liquida y gaseosa como en la dependencia con temperatura de las
propiedades teacutermicas
La evaluacioacuten del comportamiento integral implica asignacioacuten de la
propiedad igual para todas las fases presentes mientras que la discreta
especifica los valores individuales
7
Se realiza una verificacioacuten del efecto de la variacioacuten de las propiedades
teacutermica en el comportamiento transitorio de la temperatura y la diferencia
al considerar los enfoques discreto e integral
El estudio no pretende ser riguroso ni presentar el estado del arte de las
propiedades teacutermicas involucradas en el flujo de fluidos
No se estudia el efecto de la temperatura en las curvas de permeabilidad
relativa
8
CAPIacuteTULO II MARCO TEOacuteRICO
MARCO TEOacuteRICO
21 Antecedentes de la investigacioacuten
Anand et al (1973) ldquoPredicting Thermal Conductivities of formations From
Other Know Propertiesrdquo
Obtuvieron correlaciones para la estimacioacuten de la conductividad teacutermica de
areniscas saturadas de liacutequido con un conocimiento de la conductividad de la
arenisca seca y de las propiedades del fluido que la satura
La conductividad teacutermica de la roca seca ha mostrado ser funcioacuten de la
densidad el espacio poral el tamantildeo y tipo de grano cementacioacuten y
composicioacuten mineral La conductividad teacutermica de materiales que tienen
estructura cristalina como el cuarzo decrece con el incremento de temperatura
Zierfuss y Van der Vliet realizaron estudios para arenas consolidadas donde
establecieron que la conductividad teacutermica aumentaba si la permeabilidad y la
porosidad aumentaba
Guiados por la correlacioacuten de Tikhomirov (para rocas secas) se obtuvieron una
familia de curvas descritas por la ecuacioacuten de Somerton (para las areniscas
saturadas) que toma en cuenta la variacioacuten de la temperatura Los cambios de
fase afectan la conductividad pero esto es un efecto de la saturacioacuten del fluido
en lugar de un efecto de temperatura en siacute
La compresioacuten es una fuerza opuesta a la presioacuten de poro si la presioacuten de poro
disminuye entonces gobernara la compresioacuten y aumentara la conductividad
teacutermica porque causara mayor contacto La presioacuten de poro puede estar
asociada al comportamiento del fluidos contenido en los poros y la reduccioacuten
de la presioacuten de poro puede deberse a la vaporizacioacuten de alguno de los fluidos y
9
esto puede causar la reduccioacuten de la conductividad teacutermica sin embargo esto
se atribuye a un efecto de saturacioacuten y no de presioacuten de poro en siacute
Somerton et al (1974) ldquoThermal Behavior of Uncosolidated Oil Sandsrdquo
La conductividad teacutermica de las arenas petroliacuteferas no consolidadas han sido
medidas y correlacionadas con otras propiedades fiacutesicas del sistema roca-fluido
donde se ha determinado que el fluido mojante tiene un efecto dominante en el
valor de la conductividad y ademaacutes el soacutelido con mayor porcentaje en la
composicioacuten de la roca
Explica que para las arenas consolidadas la conductividad teacutermica de la arena
saturada con salmuera es de 2 a 3 veces mayor que la conductividad teacutermica de
la arena seca Mientras que para las arenas no consolidadas las arenas saturas de
salmuera son de 6 a 8 veces la conductividad teacutermica de la arena seca
Los efectos de la variacioacuten de la temperatura en la conductividad teacutermica para
las arenas no consolidadas son relativamente pequentildeos y pueden ser evaluados
con una simple ecuacioacuten lineal igualmente los efectos de la variacioacuten de la
presioacuten La conductividad teacutermica de la roca seca es baja por el contacto entre
granos la fase mojante aumenta la conexioacuten y asiacute aumenta la conductividad
En las arenas es importante tambieacuten el efecto de la porosidad y la conductividad
de los soacutelidos aunque presenta menor importancia la conductividad tambieacuten es
afectada por el tamantildeo de granos forma y distribucioacuten permeabilidad y
resistividad eleacutectrica son los factores maacutes relacionados la conductividad
teacutermica pero solo en cuanto a otras propiedades como el tamantildeo de los poros
la forma y la tortuosidad que a su vez se relacionan con la conductividad
teacutermica
Desarrollaron un modelo matemaacutetico para predecir que la conductividad de
algunas rocas saturadas incrementa casi linealmente con el aumento de la fase
mojante y hay una gran disminucioacuten de la conductividad entre la saturacioacuten de
10
agua connata y el 100 por ciento de la saturacioacuten del fluido no mojante Chu
antildeadioacute el teacutermino de saturacioacuten en la ecuacioacuten
Maiquiza (2008) ldquoEstudio de recuperacioacuten mejorada de petroleo por
inyeccion de agua caliente en un yacimiento de crudos pesados de un campo
del oriente ecuatorianordquo
Se presenta el meacutetodo de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo por inyeccioacuten de
agua caliente ademaacutes incluye las propiedades teacutermica de las rocas y de los
fluidos y sus respectivas ecuaciones
Los mecanismos de recuperacioacuten de petroacuteleo en un yacimiento de crudos
pesados por inyeccioacuten de agua caliente se debe al mejoramiento de la movilidad
del petroacuteleo como resultado de la reduccioacuten de su viscosidad debido al
incremento de la temperatura durante el anaacutelisis del proyecto consiguioacute
mejorar la relacioacuten de movilidad de 7457 a la temperatura inicial del
yacimiento de 200ordmF a un valor de 3831 a una temperatura de 328ordmF Los
mecanismos de recuperacioacuten del crudo durante los procesos de recuperacioacuten
mejorada dependen de las propiedades que tenga el crudo es decir si se trata de
un crudo liviano pesado o extra-pesado Al mejorar la relacioacuten de movilidad
con la inyeccioacuten de agua caliente se consigue mejorar la eficiencia de
desplazamiento de 0512 a 0542 Un proceso de inyeccioacuten de agua caliente se
debe aplicar en yacimientos donde la viscosidad sea relativamente alta mayor a
50 Cp
Al realizar una comparacioacuten entre el modelo de inyeccioacuten convencional de agua
y la inyeccioacuten de agua caliente la eficiencia en la recuperacioacuten de petroacuteleo es un
poco menor del doble en la inyeccioacuten de agua caliente
Bricentildeo (2015) ldquoTransferencia de calor en los yacimientos petroleros y sus
ecuaciones de estadordquo
11
Las consideraciones generales para estudiar la transferencia de calor mediante
procesos teacutermicos son presioacuten porosidad espesor de la arena movilidad del
petroacuteleo Las propiedades teacutermicas maacutes importantes de los fluidos desde el
punto de vista teacutermico viscosidad densidad calor especiacutefico conductividad
teacutermica conductividad teacutermica de liacutequidos y gases conductividad teacutermica de
rocas capacidad caloriacutefica de rocas saturadas Trata la transferencia de calor
mediante la utilizacioacuten de calentadores de fondo (inyeccioacuten de fluidos calientes
y combustioacuten in situ) y los mecanismos de transferencia de calor en la
formacioacuten conduccioacuten y conveccioacuten
Doumat (2016) ldquoEvaluacioacuten de las propiedades teacutermicas del yacimiento no
consolidado campo Petrocarabobo de la Faja Petroliacutefera del Orinocordquo
El objetivo de este trabajo fue evaluar las propiedades teacutermicas del yacimiento
petroliacutefero no consolidado asociado del Campo Petrocarabobo de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco considerando las teacutecnicas de RMN y calorimetriacutea a fin
estudiar el comportamiento de la transferencia de calor en este yacimiento Se
realizoacute una comparacioacuten de los resultados obtenidos en un rango de temperatura
entre 50 y 200degC para el sistema de yacimiento con fluidos y para el sistema de
yacimiento sin fluidos evaluando la difusividad teacutermica el calor especiacutefico la
capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica
22 Bases teoacutericas
En las bases teoacutericas se describen principios definiciones y suposiciones que
sirven de soporte para evaluar la influencia de las propiedades teacutermicas
involucradas en el flujo de fluidos en el yacimiento mediante la transferencia de
masa (flujo de fluidos) y energiacutea al sistema (conduccioacuten de calor)
12
221 Yacimiento
Un yacimiento puede ser definido como una unidad geoloacutegica de volumen
limitado porosa y permeable capaz de contener hidrocarburos liacutequidos yo
gaseosos a traveacutes de la cual estos fluidos pueden desplazarse para ser
recuperados bajo presiones existentes o aplicadas externamente Estaacute
constituido por dos elementos fundamentales el medio recipiente y los fluidos
almacenados en ese medio Implica la correlacioacuten de dos aspectos baacutesicos para
la industria petrolera las consideraciones geoloacutegicas y las propiedades de los
fluidos contenidos en el yacimiento (Escobar 2004)
2211 Yacimientos consolidados
Son aquellos que por lo general tienen mayor cantidad de material cementante
que permite que el nivel de cohesioacuten entre los granos sea elevado es decir que
los granos esteacuten fuertemente compactados sumado al efecto de soterramiento
(Araujo 2004)
2212 Yacimientos no consolidados
Son aquellos que suelen tener poco material de matriz (material de
cementacioacuten) que mantenga unido los granos de arena y por lo general tambieacuten
se conoce con el nombre de arenas poco consolidadas constituidas por
formaciones terciarias joacutevenes (Araujo 2004)
222 Fluidos contenidos en los yacimientos
Las rocas de yacimiento contienen agua de formacioacuten petroacuteleo y gas siendo
los dos uacuteltimos fluidos compuestos orgaacutenicos (Carbono e Hidroacutegeno)
normalmente denominados hidrocarburos (Araujo 2004)
2221 Agua de formacioacuten
Es agua salada atrapada en los intersticios de los sedimentos de un yacimiento
durante su deposicioacuten Tambieacuten se conoce como agua intersticial o agua
connata El agua de formacioacuten resulta ser de 3 a 4 veces maacutes salina que el agua
de mar y contiene en promedio 35 en peso o 35000 ppm de Cloruro de
13
Sodio (NaCl) Entre los iones predominantes en las sales disueltas presentes en
las aguas de formacioacuten se encuentran Na+ K
+ Mg
++ Ca
++ Ba
++ Li
+ Cl
ndash
NO3ndash CO3
= HCO3
ndash y SO4
= (Araujo 2004)
2222 Hidrocarburos (Crudo)
Los hidrocarburos son compuestos formados por cadenas lineales o ramificadas
de carbonos unidas por enlaces de hidroacutegeno De acuerdo a las condiciones de
presioacuten y temperatura del yacimiento los hidrocarburos pueden encontrarse en
estado liacutequido o gaseoso Ademaacutes en el medio poroso de la roca el crudo
puede estar acompantildeado por trazas de oxiacutegeno nitroacutegeno azufre y ciertos
metales como el vanadio hierro niacutequel cobre entre otros (Bear 1972) Eacutestos
se clasifican en livianos medianos pesados y extra-pesados seguacuten sus dos
propiedades maacutes relevantes (densidad y gravedad degAPI) como se muestra en la
Tabla 21 (Araujo 2014)
Tabla 21 Gravedad API de los Hidrocarburos
Crudo Densidad
(gcm3)
degAPI
Extra-pesado gt 1 lt10
Pesado 10 - 092 1000 - 2230
Mediano 092 - 087 2230 - 3110
Ligero 087 - 083 3110 - 3900
Suacuteper Ligero lt 083 gt39
Fuente Araujo (2004)
223 Grados API
Es una escala de medicioacuten utilizada para hidrocarburos basaacutendose en su peso
especiacutefico es decir con relacioacuten al agua con la cual se define la calidad del
crudo (liviano mediano pesado extra-pesado) (PDVSA 2010)
224 Crudos Extra-pesados
El teacutermino se refiere a todo tipo de crudo cuya densidad medida en Gravedad
API es menor que 10degAPI es maacutes pesado que el agua y su viscosidad libre de
14
gas estaacute por debajo de los 10000 cP a temperatura de yacimiento y a presioacuten
atmosfeacuterica Posee ademaacutes un contenido aproximado de azufre de 35 y un
contenido de metales de aproximadamente 488 ppm (V Ni entre otros)
Debido a estas caracteriacutesticas el crudo extra-pesado tiene problemas de
movilidad tanto en el yacimiento como en la superficie
Tanto los crudos pesados como los extra-pesados se caracterizan entre otras
cosas por contener una elevada porcioacuten de fracciones de hidrocarburos de alto
peso molecular y tener un mayor contenido de heteroaacutetomos indeseables (S N
O entre otros)
En el oriente de Venezuela se encuentran las mayores reservas de este tipo de
crudo en el mundo depoacutesito conocido actualmente como Faja Petroliacutefera del
Orinoco En dicho depoacutesito las propiedades y calidades de los fluidos variacutean
considerablemente de norte a sur pudieacutendose encontrar hacia el norte crudos
pesados de unos 17degAPI y al sur crudos extra-pesados de hasta 4degAPI (Fiorillo
1987)
225 Recuperacioacuten Teacutermica
Proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las
acumulaciones subterraacuteneas (yacimiento) de compuestos orgaacutenicos con el
propoacutesito de producir hidrocarburos a traveacutes de los pozos
En el caso de petroacuteleos viscosos se utiliza calor para mejorar la eficiencia de
desplazamiento y su nivel de extraccioacuten La reduccioacuten de la viscosidad del
petroacuteleo que acompantildea al incremento de temperatura permite no solo que el
petroacuteleo fluya maacutes faacutecilmente sino tambieacuten resulta en una relacioacuten de movilidad
maacutes favorable durante te desplazamiento de petroacuteleo con agua (Bricentildeo 2015)
La figura 21 representa un ejemplo graacutefico de la viscosidad que puede
presentar un crudo en el yacimiento y la que adquiririacutea posteriormente al aplicar
15
alguacuten proceso teacutermico que le agregue un diferencial de temperatura extra al
yacimiento
Figura 21 Viscosidad del crudo vs Temperatura Fuente Puerta (2015)
Los beneficios obtenidos con los meacutetodos teacutermicos son la reduccioacuten de la
saturacioacuten del crudo residual a consecuencia de la expansioacuten teacutermica aumento
de la eficiencia areal por efecto de la mejora en la razoacuten movilidad destilacioacuten
con vapor y craqueo teacutermico
2251 Clasificacioacuten de los procesos de recuperacioacuten teacutermica
Los procesos teacutermicos de extraccioacuten utilizados hasta el presente se clasifican en
dos tipos aquellos que implican la inyeccioacuten de un fluido caliente en el
yacimiento y los que utilizan la generacioacuten de calor en el propio yacimiento A
estos uacuteltimos se les conoce como ldquoProcesos In Siturdquo entre los cuales cabe
mencionar el proceso de Combustioacuten In Situ Tambieacuten se pueden clasificar
como Desplazamientos Teacutermicos o Tratamientos de Estimulacioacuten Teacutermica
(Bricentildeo 2015)
22511 Inyeccioacuten de fluidos calientes
Los procesos de inyeccioacuten de fluidos calientes envuelven la inyeccioacuten de
fluidos previamente calentados en yacimientos relativamente friacuteos La variedad
de fluidos incluyen los maacutes comunes como el agua (tanto liacutequida como en
forma de vapor) y el aire hasta otros gases de combustioacuten y solventes (Bricentildeo
2015)
16
22512 Recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua caliente
La inyeccioacuten de agua caliente es un proceso teacutermico de desplazamiento es
probablemente el proceso teacutermico de recuperacioacuten maacutes simple y seguro En
algunos casos dependiendo de las caracteriacutesticas del yacimiento puede ser el
maacutes econoacutemico y ventajoso el proceso consiste en inyectar agua caliente a
traveacutes de un cierto nuacutemero de pozos y producir el petroacuteleo por otros Los pozos
de inyeccioacuten y produccioacuten se perforan en arreglos tal como en los procesos de
inyeccioacuten convencional de agua (waterflooding) o la inyeccioacuten continua de
vapor
La inyeccioacuten de agua caliente involucra el flujo de dos fases agua y petroacuteleo
En este sentido los elementos de la inyeccioacuten de agua caliente son
relativamente faacuteciles de describir ya que se trata baacutesicamente de un proceso de
desplazamiento en el cual el petroacuteleo es desplazado inmisciblemente tanto por
agua caliente como friacutea Se aplican a crudos relativamente viscosos
permitiendo asiacute mejorar las condiciones de desplazamiento desde yacimiento
hasta la superficie (Bricentildeo 2015)
Figura 22 Inyecciones de agua caliente Fuente Bricentildeo (2015)
226 Propiedades petrofiacutesicas de la roca
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la roca de yacimiento incluyen la permeabilidad y
la porosidad las cuales indican el comportamiento que puede describir la roca
al interactuar con los fluidos de yacimientos (Araujo 2004)
17
2261 Porosidad (120601)
La porosidad es una medida del espacio vaciacuteo existente entre granos dentro de
la roca expresada como una fraccioacuten (o porcentaje) del volumen total de la roca
Representa el porcentaje del volumen total de la roca que estaacute constituido por el
espacio poroso en la Tabla 22 se reportan algunos valores de porosidad de los
minerales que conforman los sistemas de yacimientos (Araujo 2004)
Tabla 22 Porosidad de los minerales de yacimientos
Material Porosidad
()
Arena 25 - 50
Limo 25 - 50
Arcilla 40 - 70
Basalto Fracturado 5 - 50
Dolomita 0 - 20
Roca Cristalizada Fracturada 0 - 10
Roca Cristalina Densa 0 - 5
Fuente Araujo (2004)
Los yacimientos con baja porosidad tienden a no ser explotables desde el punto
de vista econoacutemico siendo valores comunes de porosidad para formaciones
consolidadas entre 10 y 25 llegando hasta 50 o maacutes en arenas no
consolidadas (Araujo 2004)
2262 Permeabilidad (K)
La permeabilidad de un medio poroso es la habilidad que presenta eacuteste para
dejar pasar un fluido a traveacutes de sus poros interconectados yo red de fracturas
es decir es una caracteriacutestica de la roca Como la permeabilidad depende de la
continuidad de los poros no existe en teoriacutea una uacutenica relacioacuten entre la
porosidad absoluta de una roca y su permeabilidad (Araujo 2004)
2263 Saturacioacuten del fluido
Fraccioacuten del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes
(Araujo 2004) Se identifica Sw como saturacioacuten de agua y So saturacioacuten de
petroacuteleo
18
2264 Tapoacuten
Es una muestra de un nuacutecleo de arena no consolidada que es tomada de la
formacioacuten rocosa y que tiene forma similar a un cilindro empacada de tal
manera facilitando asiacute su manipulacioacuten y permitiendo el anaacutelisis experimental
de la misma (Araujo 2004)
227 Propiedades teacutermicas en los yacimientos
Las propiedades teacutermicas son de gran importancia debido a que son una parte
fundamental en el estudio de transporte de energiacutea en forma de calor en
sistemas roca-fluidos aplicado en la prediccioacuten de la explotacioacuten de
yacimientos petroliacuteferos Las propiedades maacutes importantes son las que se
describen a continuacioacuten
2271 Calor especiacutefico (Ce)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a una unidad por masa para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de correlaciones
o encontrarse tabulada Chevertenkov et al (2013) Su unidad de medida es
energiacutea en forma de calor entre unidad de masa por temperatura en escala de
laboratorio las unidades son JKg degC Se calcula con la siguiente ecuacioacuten
119862119890 = ((119872119907119888lowast119862119890119907119888)+(119872119905lowast119862119890119905lowast119879119894119905)))
119872119904lowast(119879119904minus119879119890) (Ec1)
Donde
Ce calor especiacutefico (JKg degC) Mvc masa del vaso calorimeacutetrico (Kg) Cevc
calor especiacutefico del vaso calorimeacutetrico (JKg degC) Mt masa del termoacutemetro
(Kg) Cet calor especiacutefico del termoacutemetro (JKg degC) Te temperatura (degC) y Ts
temperatura del soacutelido (degC)
2272 Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cv)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a la unidad de volumen para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de
correlaciones o encontrarse tabulada (Maiquiza 2008) Su unidad de medida es
19
energiacutea en forma de calor entre unidad de volumen por temperatura en escala
de laboratorio las unidades son (Jcm3degC) Su expresioacuten matemaacutetica
119862119907 = 120588 lowast 119862119890 (Ec2)
Donde
Cv capacidad caloriacutefica (Jcm3degC) ρ densidad (Kgcm3) Ce Calor especiacutefico
(JKg degC)
2273 Difusividad teacutermica (120630)
Esta determina la velocidad con la que se desplaza un frente de temperatura a
traveacutes del medio Chevertenkov et al (2013) Su unidad es medida es de aacuterea
entre tiempo a escala de laboratorio Las unidades son (m2s) Para obtener su
valor se emplea la siguiente ecuacioacuten
120572 = 119896
120588119862119890 (Ec3)
Donde
120572 difusividad teacutermica del material (m2s) K conductividad teacutermica
(JcmmindegC) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg
degC)
2274 Conductividad teacutermica (K)
Es una propiedad del material que indica la cantidad de calor transferida por
unidad de tiempo a traveacutes del material por unidad de aacuterea transversal normal un
gradiente unitario de temperatura bajo condiciones de estado estacionario y en
la ausencia de cualquier movimiento de fluido o partiacuteculas En general la
conductividad teacutermica de cualquier material variacutea con la presioacuten y la
temperatura En muchos caacutelculos de ingenieriacutea de yacimientos los valores
promedio sobre las condiciones esperadas son adecuados a menos que exista
un cambio de fase Prats (1987) Su unidad de medida es energiacutea en forma de
calor entre unidad de longitud por unidad de tiempo por temperatura en escala
20
de laboratorio las unidades son (JcmmindegC) Se calcula mediante la siguiente
operacioacuten
119870 = 120572 lowast 120588 lowast 119862119890 (Ec4)
Donde
K conductividad teacutermica (JcmmindegC) 120572 difusividad teacutermica del material
(m2s) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg degC)
22741 Conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se obtiene mediante una relacioacuten propuesta por Cragoe (ecuacioacuten 5) para
fracciones de petroacuteleos y mezclas de hidrocarburos en general
119870119900 =00677(1minus0000(119879minus32))
radicγo (Ec5)
Donde Ko conductividad teacutermica (BTUhrmiddotpiemiddotdegF) T temperatura (degF) γo
gravedad especiacutefica del petroacuteleo Posteriormente llevado a las unidades de labo-
ratorio
22742 Conductividad teacutermica del agua
Se obtiene a partir de una interpolacioacuten con los valores reportados en una
tabla en la paacutegina web de la faculta de ingenieriacutea de la Universidad de
Buenos Aires
21
Tabla 23 Valores de conductividad teacutermica del agua
228 Calorimetriacutea
La calorimetriacutea se basa en la medicioacuten del calor a traveacutes del principio en que
dos sustancias que inicialmente estaacuten a diferentes temperaturas buscaraacuten
estabilizarse teacutermicamente sin cambiar de fase o composicioacuten transfiriendo
calor dentro del sistema hasta alcanzar una temperatura de equilibrio esta se
puede realizar a traveacutes de un recipiente adiabaacutetico donde la energiacutea no puede
atravesar el sistema aunque este tipo de sistemas no existen en la realidad lo
maacutes parecido es un termo Un caloriacutemetro es una especie de olla con tapa
conserva bien el friacuteo y el calor (Fourty 2013)
Se usa la medicioacuten del calor para evaluar el calor especiacutefico (a traveacutes de la
ecuacioacuten 1) y una vez obtenido el calor especiacutefico a traveacutes de la calorimetriacutea se
puede determinar la capacidad caloriacutefica (mediante la ecuacioacuten 2) de una
sustancia soacutelida o liacutequida
229 Transferencia de calor
Es un proceso por el que se intercambia energiacutea en forma de calor entre
distintos cuerpos o entre diferentes partes de un mismo cuerpo que estaacuten a
distinta temperatura y fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a
regiones de bajas temperaturas El calor se transfiere mediante conveccioacuten
22
radiacioacuten o conduccioacuten Aunque estos tres procesos pueden tener lugar
simultaacuteneamente puede ocurrir que uno de los mecanismos predomine sobre
los otros dos (Bricentildeo 2015)
2291 Meacutetodos de transferencia de calor
Por definicioacuten calor es la energiacutea que se transfiere como resultado de una
diferencia o gradiente de temperatura Matemaacuteticamente es una cantidad
vectorial que fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a regiones de
bajas temperaturas (Maiquiza 2008) Los mecanismos baacutesicos de transferencia
de calor son
22911 Conduccioacuten
Es la transferencia de calor de una parte de un cuerpo a alta temperatura a otra
parte del mismo a menor temperatura o de un cuerpo a alta temperatura a otro
cuerpo a menor temperatura en contacto fiacutesico con eacutel La ley fiacutesica que
describe el calor por conduccioacuten se conoce como la primera Ley de Fourier
propuesta en 1822 (Bricentildeo 2015)
22912 Radiacioacuten
Es el proceso por el cual el calor es transferido por ondas electromagneacuteticas
(Bricentildeo 2015)
22913 Conveccioacuten
La transferencia de energiacutea en forma de calor se da desde una superficie hacia
un fluido (gas o liacutequido) en movimiento o del fluido en movimiento hacia la
superficie en contacto con eacutel o de una parte de fluido en movimiento a mayor
temperatura hacia otra parte del mismo fluido a menor temperatura Si el
movimiento del fluido se debe a la aplicacioacuten de alguna fuerza (bomba
abanico etc) se dice que existe conveccioacuten forzada Si el fluido se mueve por
diferencia de densidades debido a diferencias de temperaturas se dice que hay
conveccioacuten libre (Maiquiza 2008) Ejemplo flujo de agua caliente vapor que
condensa en direccioacuten del flujo
23
2210 Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN)
La RMN se basa en la respuesta de los nuacutecleos de hidroacutegeno cuando son
expuestos a un campo magneacutetico de alta homogeneidad Su principio fiacutesico
consta de un nuacutecleo de un elemento cuando es colocado bajo el efecto de un
campo magneacutetico este se puede alinear en la misma direccioacuten del campo o en
contra de eacutel diferenciaacutendose dos estados de energiacutea en donde el nivel de baja
energiacutea tambieacuten es denominado estado de equilibrio Debido a que la diferencia
entre ambos estados de equilibrio es muy pequentildea ciertas perturbaciones hacen
que los aacutetomos cambien faacutecilmente de un estado de energiacutea a otro (se crea una
situacioacuten de resonancia) emitiendo cierta cantidad de radiacioacuten en este proceso
siendo estas ondas lo que se capta en una herramienta de RMN lo cual
constituye el principio fiacutesico de su funcionamiento
El nuacutecleo de hidroacutegeno se puede considerar como una barra imantada cuyo eje
magneacutetico estaacute alineado con el eje del momento rotacional del nuacutecleo Cuando
no existe la influencia de ninguacuten campo magneacutetico los nuacutecleos estaacuten alineados
al azar El hidroacutegeno posee momento magneacutetico y es un elemento abundante
en los fluidos contenidos en el espacio poroso de las rocas Las herramientas de
RMN desarrolladas hasta ahora para la evaluacioacuten de formaciones son aplicadas
a la manipulacioacuten de nuacutecleos de hidroacutegeno el cual posee un solo protoacuten Grillo
et al (2014)
2211 Simulacioacuten de yacimientos
La simulacioacuten de yacimientos es una ciencia que combina la fiacutesica la
matemaacutetica la geologiacutea la ingenieriacutea de yacimientos y programacioacuten de
computadores para desarrollar herramientas que pronostiquen el
comportamiento de los yacimientos de hidrocarburos bajo diferentes
condiciones de operacioacuten (Sepuacutelveda 2005)
Esta ciencia es indispensable para obtener predicciones aproximadas del
desarrollo de un yacimiento Dicha necesidad nace del hecho que un proyecto
de recuperacioacuten de un campo de hidrocarburos involucra una inversioacuten de
24
cientos de millones de doacutelares y presenta varios riesgos que estaacuten asociados con
el desarrollo seleccionado y por tanto se precisa la evaluacioacuten y minimizacioacuten
de dichos riesgos Los factores que contribuyen al riesgo incluyen
Complejidad del yacimiento debido a las propiedades de
heterogeneidad y anisotropiacutea de las rocas
Variaciones regionales del flujo de fluidos y caracteriacutesticas de las
curvas de permeabilidades relativas
Complejidad del mecanismo de recobro de hidrocarburos
Aplicabilidad de otros meacutetodos predictivos limitados e inapropiados
22111 Etapas para la simulacioacuten de yacimientos
Para la creacioacuten de un modelo de simulacioacuten de yacimientos que permita
predecir el comportamiento del flujo de fluidos en el medio poroso se requiere
generar una representacioacuten del yacimiento a partir de datos geoloacutegicos
geofiacutesicos y de ingenieriacutea para crear el modelo estaacutetico Posteriormente integrar
esta informacioacuten geoloacutegica con la descripcioacuten de comportamiento
termodinaacutemico de los fluidos para estimar los voluacutemenes en sitio y finalmente
lograr aproximar el comportamiento del yacimiento a traveacutes de un modelo
dinaacutemico que permita evaluar distintos escenarios de explotacioacuten de las
reservas del yacimiento
En el modelo estaacutetico estaacute conformado por diversos sub-modelos los cuales se
trabajan por separado y luego se uniraacuten para formarlo
Modelo estructural este describe la geometriacutea del yacimiento como
fallas discontinuidad en las capas liacutemites del yacimiento
Modelo sedimentoloacutegico y estratigraacutefico caracteriacutesticas de la formacioacuten
productora liacutemites del yacimiento caracteriacutesticas del acuiacutefero ambiente
sedimentario predominante
25
Modelo petrofiacutesico contiene los datos de porosidad permeabilidad
volumen de arcilla saturacioacuten irreducible de agua y saturacioacuten de agua
movible (Sepuacutelveda 2005)
Modelo geomecaacutenico constituye una recoleccioacuten de los datos
necesarios para efectuar predicciones cuantitativas y cualitativas del
comportamiento esfuerzo-deformacioacuten de la roca yacimiento Estos
datos incluyen los esfuerzos presentes en el subsuelo la presioacuten de poro
las propiedades elaacutesticas la resistencia y la estructura de las rocas y
datos numeacutericos tales como la presencia de un intenso fracturamiento
natural (Cook 2016)
El modelo dinaacutemico se encarga de estudiar la hidraacuteulica de los fluidos
dentro del medio poroso el comportamiento de las presiones la
produccioacuten y el efecto de cada una de las variables involucradas en el
proceso permitiendo identificar el mejor escenario para la produccioacuten
eficiente del yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
Primero se identifican las condiciones iniciales y de frontera del modelo de
simulacioacuten luego se realiza una inicializacioacuten para reproducir las condiciones
originales de los fluidos presentes en el yacimiento posteriormente se ejecuta el
ajuste histoacuterico esto para comprobar la calidad del modelo una vez realizado
esto se puede llevar a cabo las respectivas predicciones del comportamiento del
modelo en el futuro (Sepuacutelveda 2005)
22112 Mecanismos de desplazamiento
Para obtener una descripcioacuten fiacutesica del yacimiento real es necesario conocer el
mecanismo de desplazamiento predominante (compresibilidad de la roca
liberacioacuten de gas en solucioacuten segregacioacuten de gas gravitacional empuje por
capa de gas y empuje hidraacuteulico) de acuerdo a esto el modelo debe representar
esta caiacuteda de presioacuten en el yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
26
22113 Propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades petrofiacutesicas se determinan en el laboratorio con pequentildeos
nuacutecleos obtenidos del yacimiento estas deben ser representativas del
yacimiento Para asegurar una mayor precisioacuten en estos datos se puede obtener
informacioacuten complementaria de estas propiedades Dicha informacioacuten la
proporcionan los registros geofiacutesicos y los anaacutelisis de prueba de presioacuten
Ademaacutes existen correlaciones numeacutericas para la obtencioacuten de estas
propiedades y pueden ser de utilidad en cuando no se tengan datos disponibles
(Sepuacutelveda 2005)
Los datos petrofiacutesicos que se necesitan para efectuar una simulacioacuten son
Porosidades
Permeabilidades
Saturaciones de agua petroacuteleo y gas
Presioacuten capilar entre diferentes interfaces
Permeabilidad relativa al agua petroacuteleo y al gas
Compresibilidad de la formacioacuten
22114 Propiedades PVT de los fluidos
Las propiedades de los fluidos son tambieacuten obtenidas en el laboratorio por
medio de muestras obtenidas de los pozos Para poder lograr una descripcioacuten
termodinaacutemica aceptable deben de realizarse tomas de muestras vaacutelidas y
representativas del fluido de yacimiento posteriormente someter las muestras a
condiciones de presioacuten volumen y temperatura que imiten las condiciones del
subsuelo para reproducir el comportamiento de los fluidos que permitan realizar
pronoacutesticos de produccioacuten durante la simulacioacuten numeacuterica (Sepuacutelveda 2005)
Las propiedades de los fluidos que generalmente se requieren en un trabajo de
simulacioacuten son
Factores de volumen del agua del petroacuteleo y del gas (Bw Bo Bg)
27
Relacioacuten de solubilidad del gas en el petroacuteleo y en el agua (Rso Rsw)
Viscosidades del agua del petroacuteleo y del gas (μw μo μg)
Compresibilidad del agua del petroacuteleo y del gas (Cw Co Cg)
Comportamiento de fases
Presioacuten de saturacioacuten
22115 Datos de produccioacuten
Cuando se trata de hacer un ajuste del modelo con la historia del yacimiento se
requieren conocer el meacutetodo de produccioacuten y la declinacioacuten de la presioacuten Estos
datos de produccioacuten que se necesitan para cada pozo se pueden desglosar en
los siguientes puntos
Flujo de petroacuteleo vs Tiempo
Flujo de gas vs Tiempo
Flujo de agua vs Tiempo
Presiones vs Tiempo
Ademaacutes es preciso contar con los iacutendices de productividad y si es el caso con
los iacutendices de inyeccioacuten de los pozos que integran el yacimiento En la praacutectica
generalmente se cuenta con un registro completo de la tasa de produccioacuten de
petroacuteleo de cada pozo pero no pasa lo mismo con los datos de produccioacuten de
gas y de agua cuya informacioacuten la mayoriacutea de las veces es limitada Por ello se
necesita que con los datos disponibles se elabore una graacutefica como la que se
presenta en la Figura 23 que permita interpolando obtener una informacioacuten
maacutes completa
28
Figura 23 Graacutefica tasas de fluidos en funcioacuten del tiempo (Sepuacutelveda 2005)
22116 Simulador de recuperacioacuten teacutermica
Este tipo de modelo se utiliza para simular el comportamiento de los
yacimientos sujetos a alguacuten proceso de recuperacioacuten mejorada por medio de
meacutetodos teacutermicos cuyo objetivo principal es proporcionar energiacutea caloriacutefica al
petroacuteleo con el fin de disminuir su viscosidad y de esta forma facilitar su flujo
hacia los pozos productores Este tipo de meacutetodos puede clasificarse en
Inyeccioacuten de fluidos calientes que pueden ser agua caliente o vapor
Combustioacuten en sitio
Calentamiento electromagneacutetico
Los simuladores que se emplean para este tipo de procesos son complejos
pues requieren el uso de correlaciones que describan las propiedades PVT de
los fluidos para n-componentes como funcioacuten de la presioacuten de la temperatura y
de la composicioacuten (Sepuacutelveda 2005)
22117 Descripcioacuten de la herramienta de simulacioacuten numeacuterica
Por sus siglas en ingleacutes ldquoComputer Modelling Grouprdquo (CMG) es una empresa
de simulacioacuten de yacimientos canadiense la cual cuenta con diferentes
softwares para la simulacioacuten de diferentes tipos de yacimientos
221171 BUILDERreg
Es el pre-procesador en 2D y 3D estaacute basada en MS-Windows que puede ser
usada para crear los datos de entrada dat (aset) para los simuladores los cuales
29
son IMEXreg GEMreg y STARSreg soportados por Builder Este cubre todas las
aacutereas de los datos de entrada en una interfaz sencilla para el usuario
incluyendo crear e importar celdas y propiedades de celda localizando pozos
importando los datos de produccioacuten o creando modelos de fluidos propiedades
roca-fluidos y condiciones iniciales A continuacioacuten se describe el empleado en
este trabajo
221172 STARSreg
Por sus siglas en ingleacutes ldquoSteam Thermal and Advanced Proceses Reservoir
Simulatorrdquo es el simulador pseudocomposicional utiliza valores-k teacutermico e
isoteacutermico quiacutemico y geomecaacutenico usados para analizar yacimientos
estimulados por quiacutemicos e ideal para modelar procesos de recuperacioacuten
avanzada que implica la inyeccioacuten de vapor solventes aire y quiacutemicos Su
cineacutetica de reaccioacuten robusta y capacidades geomecaacutenicas lo hacen el simulador
de yacimientos maacutes completo y flexible disponible en el mercado para modelar
los procesos de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo y gas
221173 RESULTSreg
Es un post-procesador donde se permite la visualizacioacuten y animacioacuten de los
resultados en 2D y 3D como graacuteficos y videos (CMG 2015)
2212 Sistema integral
Es aquel sistemas donde el valor de conductividad fue obtenido al estudiar un
tapoacuten saturado de fluidos (agua a saturacioacuten de agua residual y el resto del vo-
lumen poroso ocupado por petroacuteleo) es decir representa el sistema roca-fluido
evaluado como un elemento
2213 Sistema discreto
El escenario donde cada uno de los componentes del sistema (arena agua y
crudo) son estudiados por separado para obtener el valor de conductividad teacuter-
mica de cada elemento
30
2214 Modelo integral
Es aquel modelo que se genera en el simulador al introducir un uacutenico y mismo
valor de conductividad teacutermica para cada uno de los elementos presentes (flui-
dos y roca) Es decir la conductividades teacutermicas son iguales (Kr = Ko = Kw) y
es el valor obtenido del sistema integral
2215 Modelo discreto
Es aquel modelo que en el que se asigna el respectivo valor de conductividad
teacutermica a cada fase o elemento presente
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos
De los cuatro paraacutemetros teacutermicos propuesto para estudiar (calor
especiacutefico capacidad caloriacutefica volumeacutetrica difusividad teacutermica y
conductividad teacutermica) se realiza la introduccioacuten directa al simulador
de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y conductividad teacutermica e
indirectamente de calor especiacutefico y difusividad teacutermica ya que estos
valores son necesarios para la obtencioacuten de los paraacutemetros a introducir
El simulador solo admite el valor de capacidad caloriacutefica volumetriacutea de
la roca sin fluidos
Es importante acotar que para efecto del presente trabajo de
investigacioacuten se ha estudiado solo el caso de saturacioacuten de la muestra
con agua y petroacuteleo Por lo tanto no se hace referencia a las ecuaciones
ni keywords que representan a la fase gaseosa o soacutelida
Al realizar el estudio de RMN y calorimetriacutea para la obtencioacuten de los
paraacutemetros teacutermicos (del sistema no consolidado con fluido) la
muestra se encontraba a la saturacioacuten de agua y petroacuteleo inicial y no se
verificoacute si ocurrioacute alguna variacioacuten de la saturacioacuten del agua por efecto
del aumento de temperatura (evaporacioacuten) tampoco fue estudiado la
31
variacioacuten de los valores de paraacutemetros teacutermicos al realizar el aumento
de la saturacioacuten de agua (barrido de la prueba de desplazamiento)
consideraacutendose dicha variable en el caacutelculo de la conductividad total
del sistema
El simulador emplea las siguientes ecuaciones para el caacutelculo de
capacidad caloriacutefica total y de conductividad teacutermica total
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total
La capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total se calcula con STARSreg mediante una
ponderacioacuten (por volumen) de las capacidades caloriacuteficas de las fases presentes
en el sistema se introduce el valor de la capacidad de la roca y el valor de las
capacidades de los fluidos es calculado internamente por el simulador a partir
de los datos PVT donde calcula los calores especiacuteficos que obtiene a traveacutes de
las entalpias y lo multiplica por los valores de densidad Se calcula mediante la
siguiente ecuacioacuten
119862119907119905119900119905119886119897 = (1ndash 120593119907) middot 119862119907119903 + 120593119891 (119878119908 middot 119862119907119908 + 119878119900 middot 119862119907119900) (Ec6)
Doacutende
119862119907119903 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca 119862119907w capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica del agua 119862119907119900 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica del petroacuteleo 120593119907
corresponde a la porosidad del vaciacuteo (soacutelido maacutes fluidos) 120593119891 corresponde a la
porosidad de los fluidos (fluidos solamente)
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total
Para el caacutelculo de la conductividad teacutermica total THCONMIX existen 3
meacutetodos o ecuaciones que se utilizan para mezclar las conductividades teacutermicas
de la roca y de las fases Las opciones de mezclado afectan los valores de
conductividad teacutermica de la roca y fases A continuacioacuten se presentan las
opciones que posee el simulador para realizar este caacutelculo
32
221612 Simple
Al habilitar esta opcioacuten se pueden introducir los valores de forma integral
(asignando el mismo valor de conductividad a los elementos presentes en este
caso roca thconr agua thconw y crudo thcono) para especificar una
conductividad teacutermica constante (independiente de la porosidad saturacioacuten y
temperatura) Este escenario resulta apropiado cuando la conduccioacuten teacutermica no
aporta de manera significativa al proceso de recuperacioacuten por ej casos a
escala de campo con gradientes de temperatura modestas entre bloques
De lo contrario para el caso de los modelos discretos se asigna el respectivo
valor de conductividad de cada elemento (rocas y fases)
La ecuacioacuten de mezclado ponderada por volumen SIMPLE de la
conductividad teacutermica es
119870119898119894119909 = 120593119891(119870119908119878119908 + 119870119900119878119900) + (1 minus 120593119907)119870119903 (Ec7)
Doacutende
119870119908 conductividad teacutermica del agua 119870119900 conductividad teacutermica del petroacuteleo 119870119903
conductividad teacutermica de la roca
221613 Complex
La palabra clave COMPLEX especifica el mezclado de las conductividades
teacutermicas de la roca y las fases Al contrario que el caso Simple se requiere
especificar las respectivas propiedades teacutermicas para cada fase presente
Mezcla no lineal
Las conductividades teacutermicas se ponderan mediante uso de la correlacioacuten de
Anand (1973) El valor de la conductividad teacutermica de la mezcla de liacutequido-
roca (kLminusr) se expresa de la siguiente manera
33
kLminusr = (So ko+Sw kw)
(So+Sw)lowast
(kr
(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)028minus0757lowastlog10emptyminus0057lowastlog10(
kr(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)
(Ec8)
221614 Temper
La opcioacuten TEMPER especifica el tipo de mezclado COMPLEX con una
correccioacuten de temperatura adicional Somerton (1974) realiza una correccioacuten
por efecto de temperatura En el simulador STARSreg esta modificacioacuten se
puede realizar despueacutes de calcular el valor de la conductividad teacutermica de la
mezcla de liacutequido-roca La unidad de κ se expresa en Jm-diacutea-degK y la unidad de
temperatura es (degK)
k = kLminusr ndash17524x10minus5(TndashTr)( kLminusr ndash 119616)kLminusrminus064kLminusr(18 lowast 10minus3 middot T)minus36784lowast10minus6lowast kLminusr
(Ec9)
Donde
T valor de la temperatura respectivo a cada espacio de tiempo (degK) Tr
temperatura de referencia (degK)
Temperatura que corresponde a los siguientes datos de entrada
1 Datos de densidad liacutequida (MOLDEN MASSDEN o MOLVOL)
2 Datos de entalpiacutea de la fase liacutequida y fase gas (CPL1 CPG1 etc)
3 Capacidad de formacioacuten de calor (ROCKCP)
4 Datos de conductividad (thconr thconw thcono)
Esta opcioacuten de dependencia de temperatura se considera obsoleta y ha sido
reemplazada efectivamente por la palabra clave THCONTAB
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB)
Es una opcioacuten que se encuentra en la misma ventana donde se ingresa los
valores de conductividad de cada fase (ver la parte inferior de la figura 414) Al
habilitarla permite seleccionar si los valores de conductividad a ingresar son
isotroacutepicos o anisotroacutepicos Al seleccionar la opcioacuten conductividad isotroacutepica
34
permite especificar los valores de conductividad de roca agua petroacuteleo gas y
soacutelido (Kr Kw Ko Kg y Ks) correspondiente a cada valor de temperatura
considerando que conserva la misma magnitud en cualquier direccioacuten Al
seleccionar la opcioacuten conductividad anisotroacutepica permite ademaacutes de especificar
los valores de conductividad en las direcciones i j k de cada fase a una
respectiva temperatura se puede considerar la variacioacuten de la magnitud en las
distintas direcciones espaciales
No se puede usar las palabras claves THCONMIX TEMPER con esta
opcioacuten Si solamente hay una fila la conductividad teacutermica no variacutea con la
temperatura Las entradas de temperatura deben colocarse en orden creciente y
espaciada de manera uniforme
Al habilitar THCONTAB se especifica valores de la roca y de todos los
fluidos esto anula y reemplaza los valores especificados por las palabras claves
thconr thconw y thcono
35
CAPIacuteTULO III
AacuteREA DE ESTUDIO
31 Descripcioacuten del aacuterea de estudio
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco
La Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se encuentra localizada en el aacuterea central
de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela y se extiende entre los estados
Monagas Anzoaacutetegui y Guaacuterico a unos 450 Km de Caracas Distrito Capital de
la Repuacuteblica Como puede observarse en la figura 31 en la actualidad se
encuentra dividida en cuatro (4) aacutereas de produccioacuten denominadas Boyacaacute
Juniacuten Ayacucho y Carabobo con una extensioacuten total de 55314 Km2 (de los
cuales 11555 Km2 se encuentran bajo produccioacuten de crudo extra-pesado) y
limita al sur con el riacuteo Orinoco (Puerta 2015)
Figura 31 Faja Petroliacutefera del Orinoco Fuente Puerta (2015)
36
312 Aacuterea de Carabobo
El aacuterea correspondiente a Carabobo consiste en una franja que se extiende
desde el sureste del Estado Anzoaacutetegui cubriendo toda la parte meridional del
estado Monagas con una longitud de alrededor de 160 Km por unos 45 Km de
ancho Como puede apreciarse en la Figura 32 el aacuterea Carabobo limita al norte
con las llanuras surentildeas del estado Monagas al sur con el riacuteo Orinoco al este
con el estado Delta Amacuro y al oeste con el aacuterea Ayacucho de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco (Puerta 2015)
Figura 32 Aacuterea de Carabobo y sus liacutemites territoriales Fuente Puerta (2015)
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas
El aacuterea de Carabobo forma parte del flanco sur de la cuenca sedimentaria
oriental de
Venezuela Eacutesta es una cuenca asimeacutetrica cuyo eje mayor va en direccioacuten este-
oeste su origen se remonta al periacuteodo Paleozoico y que en los periacuteodos
siguientes fue adquiriendo su configuracioacuten actual completaacutendose desde el
Terciario hasta el presente (Puerta 2015)
La Cuenca Oriental de Venezuela constituye la segunda cuenca petroliacutefera en
importancia para el paiacutes entre las cuatro existentes y estaacute delimitada hacia el
norte por la Cordillera de la Costa al sur por el Macizo Guayaneacutes al este por la
37
plataforma del Delta del Orinoco y al oeste por el lineamiento de El Bauacutel tal y
como se puede apreciar en la figura 33
Figura 33 Cuencas Petroliacuteferas de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela Fuente Puerta
(2015)
314 Estratigrafiacutea regional
La columna estratigraacutefica de Carabobo comienza con un complejo iacutegneo-
metamoacuterfico de edad pre-caacutembrica que se constituye como Basamento Le
sigue en contacto discordante la Formacioacuten Oficina de edad Mioceno Inferior a
Medio con sus cuatros miembros como son Morichal Yabo Jobo y Piloacuten
siguiendo la Formacioacuten Freites de edad Mioceno Superior y por uacuteltimo las
Formaciones Las Piedras-Mesa que corresponden al Plioceno-Pleistoceno y que
no es posible diferenciarlas en el aacuterea (Puerta 2015)
315 Miembro Morichal
Es el maacutes profundo de todos representado por una secuencia de arenas
transgresivas cuarzosas de color marroacuten de grano medio con pobre
escogimiento poco consolidadas intercaladas con capas de lutitas y limolitas
con presencia de intervalos de carboacuten Hacia la base del intervalo existen arenas
masivas poco consolidadas asociadas a un ambiente fluvial donde pueden
encontrarse espesores importantes mientras que en la seccioacuten media y superior
38
se observan arenas intercaladas con lutitas y limolitas con presencia de
carbones que fueron depositados en un ambiente deltaico en el que los
espesores de arena son menores Hacia el este de Carabobo el miembro
Morichal se va reduciendo hasta desaparecer y acuntildearse contra el Alto de
Uverito El contacto inferior es discordante con el basamento iacutegneo-
metamoacuterfico al sur y con el Cretaacutecico al norte y concordante en el tope con el
miembro Yabo de la misma formacioacuten (Puerta 2015)
A continuacioacuten se muestra en la figura 34 la columna estratigraacutefica tipo para el
aacuterea de Carabobo presentado en profundidad y edad geoloacutegica
Figura 34 Configuracioacuten Estructural Fuente Archivos de Petroindependencia SA
En cuanto a la configuracioacuten estructural se interpreta mediante informacioacuten
siacutesmica que consiste en un suave e irregular homoclinal fallado de rumbo este-
oeste a norestesuroeste con un buzamiento general al norte-noroeste con un
aacutengulo que oscila entre 2ordm y 4ordm Fallas de tipo normal afectan principalmente al
basamento y la parte inferior de la Formacioacuten Oficina por lo que se interpreta
que eacutestas se originaron antes de la sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y
se reactivaron con cada evento tectoacutenico que ocurrioacute desde el Mioceno hasta el
presente asiacute como tambieacuten se formaron nuevas fallas que afectan uacutenicamente la
secuencia sedimentaria El fallamiento principal tiene orientacioacuten noreste-
39
suroeste y buzamientos al suroeste y sureste Tambieacuten se observan algunas
fallas de orientacioacuten noroeste-sureste esteoeste y norte-sur con buzamientos de
orientacioacuten variable Las fallas del basamento se formaron antes de la
sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y se reactivaron con cada evento
tectoacutenico que ocurrioacute al norte de Venezuela entre las placas Caribe y
Sudameacuterica desde el Mioceno al presente asiacute como tambieacuten se formaron
nuevas fallas que solo afectan a la secuencia sedimentaria El desplazamiento
vertical de las fallas que afectan el basamento y la parte inferior de la secuencia
sedimentaria variacutea de 50 a 200 pies (Puerta 2015)
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas
Los principales yacimientos del aacuterea de Carabobo corresponden a las unidades
inferior medio y superior del miembro Morichal de la Formacioacuten Oficina
dicha seccioacuten posee desde 200 hasta 1100 pies de espesor a lo largo de toda el
aacuterea Estas arenas fueron originadas de las tierras altas de Guayana al Sur del
Orinoco en donde los riacuteos que fluiacutean hacia el norte arrastraron las arenas y
fueron depositadas como una sucesioacuten de canales fluviales deltas y ambientes
marinos someros La zona maacutes profunda Morichal Inferior es un depoacutesito
fluvial de arenas que por lo general presenta una orientacioacuten Norte-Sur
Morichal Medio por su parte es una unidad de arena de origen fluvio-deltaico
que se acuntildea hacia la zona central de las aacutereas sur y noreste La unidad Superior
es una seccioacuten de arena deltaica a marino somera que predomina en las aacutereas
sur y este de Carabobo En el caso de los miembros Jobo y Piloacuten eacutestos tambieacuten
poseen acumulaciones de hidrocarburos importantes pero se consideran como
secundarias en el aacuterea de la empresa mixta (Puerta 2015)
40
CAPIacuteTULO IV
MARCO METODOLOacuteGICO
41 Tipo de la investigacioacuten
La modalidad de la investigacioacuten cumple con las caracteriacutesticas del tipo
evaluativo
Seguacuten el autor (Zapata 2013) define
ldquoProceso sistemaacutetico disentildeado intencional y teacutecnicamente de recogida de
informacioacuten valiosa vaacutelida y fiable orientado a valorar la calidad y los logros
de un programa como base para la posterior toma de decisiones de mejora tanto
del programa como del personal implicado y de modo indirecto del cuerpo
social en el que se encuentra inmersordquo
En esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten numeacuterica
con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un sistema en el
que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y continua para a
su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y calorimetriacutea
para determinar dichas propiedades teacutermicas
42 Disentildeo de la investigacioacuten
La investigacioacuten se fundamenta bajo los principios de un disentildeo experimental
Seguacuten el autor Arias (2012) define
41
ldquoEl disentildeo experimental es aquel donde el investigador manipula una variable
experimental no comprobada bajo condiciones estrictamente controladas Su
objetivo es describir de queacute modo y porque causa se produce o puede
producirse un fenoacutemeno Busca predecir el futuro elaborar pronoacutesticos que una
vez confirmados se convierten en leyes y generalizaciones tendentes a
incrementar el cuacutemulo de conocimientos pedagoacutegicos y el mejoramiento de la
accioacuten educativardquo
Entonces al realizar los distintos tipos de simulaciones con los respectivos
anaacutelisis de sensibilidad se estaacute realizando experimentos con el fin de evaluar la
influencia del fenoacutemeno fiacutesico de transferencia de calor mediante el simulador
STARSreg alimentado por los datos obtenidos de pruebas de laboratorio
utilizando mediciones de propiedades teacutermicas de un sistema continuo y
discreto para la prediccioacuten del comportamiento del yacimiento al aplicar
meacutetodos de recuperacioacuten mejorada
43 Procedimiento metodoloacutegico
El presente estudio estaacute conformado en esencia por cinco fases las cuales a su
vez se componen internamente en diferentes etapas que cumplen con funciones
vitales para alcanzar de manera eficaz el objetivo general de la investigacioacuten
En la Figura 41 es posible observar el avance del estudio de acuerdo a sus (5)
fases
42
Figura 41 Fases de la metodologiacutea aplicada
431 Revisioacuten bibliograacutefica
En esta fase se llevoacute a cabo una revisioacuten bibliograacutefica necesaria para la
compresioacuten y realizacioacuten de la investigacioacuten todo relacionado a los meacutetodos de
recuperacioacuten teacutermicos simulacioacuten numeacuterica de yacimientos y paraacutemetros
teacutermicos
El material bibliograacutefico consultado comprende publicaciones libros revistas
y manuales teacutecnicos de diversas fuentes nacionales e internacionales como
PDVSA PDVSA-INTEVEP SPE SCHLUMBERGER entre otros Trabajos
especiales de grado de universidades nacionales como la UCV LUZ y UNEF e
internacionales como la USCO y EPN tambieacuten aportaron valiosa informacioacuten
Ademaacutes fue indispensable el estudio de manuales y guiacuteas como los de
FEDUPEL para la redaccioacuten y metodologiacutea de redaccioacuten del trabajo y CMG del
cual se obtuvieron las instrucciones para el uso de la herramienta y las
ecuaciones que emplea el simulador
43
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten
A continuacioacuten se presentan los procedimientos ejecutados por (Doumat 2016)
donde se obtuvieron los datos necesarios para alimentar el simulador por ello
se presenta una explicacioacuten amplia de todo el proceso
Preparacioacuten del tapoacuten para la simulacioacuten fiacutesica
El tapoacuten fue tomado directamente de cortes de nuacutecleos pertenecientes al Campo
Petrocarabobo utilizando un cilindro metaacutelico para la toma de muestra estos
estaban a una presioacuten de yacimiento de 1400 psi Se trabajoacute con nuacutecleos
uniformes que no estuviesen agrietados ya que las grietas son consideradas
una alteracioacuten del medio poroso debido a que es un espacio donde se puede
almacenar fluido y no es natural del sistema En la Tabla 41 informacioacuten de la
muestra tomada
Tabla 41 Valores de las dimensiones de las muestra a estudiar
Profundidad
(Pies)
Longitud
(cm)
Diaacutemetro
(cm)
Aacuterea
(cm3)
3117 415 376 1110
Antes de ser sometida a las pruebas la muestra debe ser sometida a la presioacuten de
confinamiento empleando para ello un sistema coreholder (celda topes manga
de vitoacuten) como se muestra en la Figura 42 El sistema se coloca dentro de la
celda de confinamiento se antildeade agua hasta cubrirlo completamente y se
acopla la rosca superior de la celda Luego a traveacutes de la bomba de inyeccioacuten
automaacutetica (tipo jeringa modelo Teledyne Isco 500D) se comienza a
proporcionar presioacuten mediante el llenado de la celda con el fluido de
confinamiento (agua) hasta alcanzar el valor deseado (en este caso 1400 lpc) y
una vez alcanzado este valor se detiene la bomba y se retira la muestra de la
celda
44
Figura 42 Sistema para confinamiento de muestras de roca no consolidadas Fuente Intevep
SA Centro de Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
Una vez confinadas la muestra se empaqueta con material termoencogible (ya
que no ejerce influencia sobre los resultados obtenidos en las pruebas
realizadas) Para esto fue necesario cortar un pedazo del material en forma
ciliacutendrica de aproximadamente 5 cm de longitud y 4 cm de diaacutemetro el material
se adaptoacute al tapoacuten con ayuda de un soporte metaacutelico que se ajustoacute al tamantildeo de
la muestra a empaquetar (Figura 43)
Figura 43 Proceso completo de empaque de muestras Fuente PDVSA-Intevep
La dimensioacuten de este cilindro de muestra (tapoacuten) se debe ajustar al
portamuestra (coreholder o celda triaxial) del simulador fiacutesico de yacimientos
45
en el que posteriormente se realizaraacuten las etapas de desplazamiento de fluidos
(maacuteximo 70 cm de longitud por 37 cm de diaacutemetro)
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para RMN
Una vez preparados los tapones se definieron las condiciones de ensayo (T2
TAU min diff y Ns) las cuales se establecieron a partir de pruebas empleando
la teacutecnica de RMN en el equipo RMN-Maran DRX 2 (Figura 44) a fin de
obtener los valores de difusividad teacutermica del sistema en consideracioacuten
Donde
T2 Es el tiempo de relajacioacuten necesario para reorientar los protones en la
direccioacuten del campo magneacutetico perturbador (90deg-180deg)
TAU (τ) Es el tiempo secuencial necesario para el reenfoque de los protones en
el plano transversal en el que se encuentran desorientados
Miacutenimo coeficiente de difusioacuten (min diff) Es el tiempo miacutenimo requerido para
visualizar la curva de difusioacuten
Numero de barridos (Ns) Nuacutemero de veces que el equipo recorre la muestra
Tiempo de corrida (Tc) Tiempo que el equipo tarda en escanear la muestra
En la determinacioacuten de estos paraacutemetros se utilizoacute como punto de apoyo los
valores reportados por Halliburton (2001) para cada variable (ANEXO A) En
la Tabla 42 se reportan los valores de las variables que se establecieron en las
pruebas de RMN con los cuales se logroacute determinar de forma oacuteptima los
tiempos de ejecucioacuten para la metodologiacutea
Tabla 42 Condiciones empleadas en la teacutecnica de RMN
T2 (ms) TAU min Diff (m2sec x 10
9) Ns Tc (min)
100 - 500 85 025 20 141
46
Figura 44 Resonador Maran Ultra DRX 2 Fuente PDVSA-Intevep
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para calorimetriacutea
Una vez realizadas las pruebas de RMN se realizaron pruebas para definir los
demaacutes paraacutemetros teacutermicos empleando la teacutecnica de calorimetriacutea con el fin de
obtener la temperatura de equilibrio (Te) y posteriormente determinar el calor
especiacutefico y la capacidad caloriacutefica Para ejecutar esta teacutecnica se necesitoacute un
vaso teacutermico una termocupla (marca thermoline) agua destilada y el tapoacuten del
yacimiento petroliacutefero los cuales se muestran en la Figura 45
Figura 45 Instrumento para la realizacioacuten de la prueba calorimeacutetrica Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de las propiedades teacutermicas
Definidas las condiciones de ensayo para las teacutecnicas de RMN (para la
obtencioacuten directa de difusividad teacutermica) y calorimetriacutea (obtencioacuten de calor
47
especiacutefico al aplicar la ecuacioacuten 1) se estimaron los otros fenoacutemenos teacutermicos
asociado a la muestra tapoacuten capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al multiplicar el
calor especiacutefico por la densidad y la conductividad teacutermica producto de la
multiplicacioacuten de la difusividad la densidad y el calor especiacutefico Se generoacute
una ecuacioacuten por cada muestra representativa para cada propiedad teacutermica lo
que sirvioacute finalmente para interpolar cada paraacutemetro teacutermico en el rango de
temperatura estudiado (50degC ndash 200degC) saturado y no saturado de fluidos Se
observoacute una graacutefica de cada fenoacutemeno teacutermico en funcioacuten del rango de
temperatura
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados
con fluidos
Para la estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas de yacimientos
petroliacuteferos no consolidados con fluido (agua de formacioacuten y crudo pesado) se
evaluacuteo el efecto de la temperatura
Temperatura en las pruebas de evaluacioacuten teacutermica se consideroacute las
temperaturas de 50 100 120 y 200 degC Ese cambio de temperatura genera una
variacioacuten considerable en la viscosidad del crudo al igual que en las
propiedades teacutermicas de los sistemas de yacimientos
Presioacuten las pruebas ejecutadas fueron realizadas a la presioacuten atmosfeacuterica
Saturacioacuten de agua residual se trabajoacute a condicioacuten real del yacimiento con un
Swirr entre 85 garantizando la saturacioacuten de agua de formacioacuten lo maacutes
similar a la del yacimiento
Luego de obtenidos los datos se procedioacute a realizar una graacutefica en Excel de los
paraacutemetros teacutermico en del caso no consolidado asociado a Petrocarabobo
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados sin
fluidos
48
Para poder estimar las propiedades asociadas a no consolidados sin fluidos se
ejecutaron los pasos descritos anteriormente que se realizaron para la muestra
saturada pero previamente el tapoacuten fue sometido a un proceso de limpieza para
eliminar los residuos de crudo y fluidos de perforacioacuten Mediante un equipo de
extraccioacuten Soxhlet o Dean-Stark (Figura 46) Utilizando los solventes
adecuados para remover hidrocarburos y extraccioacuten de sales del agua de
formacioacuten
Figura 46 Equipo de limpieza de muestras Dean-Stars A) antes de la limpieza de muestra y B)
durante la limpieza de muestras
Despueacutes de limpiar el tapoacuten se determinaron las propiedades teacutermicas bajo estas
condiciones a fin de conocer la influencia que ejerce la composicioacuten
mineraloacutegica de la formacioacuten Se evaluacuteo el efecto de la temperatura a
condiciones de yacimiento
Determinacioacuten de la conductividad teacutermica de los fluidos
Se determinoacute con la ecuacioacuten 5 la conductividad del petroacuteleo y con la Tabla 23
la conductividad del agua
Determinacioacuten de propiedades petrofiacutesicas
49
Un paso fundamental consiste en la estimacioacuten del volumen poroso porosidad
y permeabilidad absoluta al aire empleando el equipo CMS 300 automatizado
Este sistema obtiene los valores de voluacutemenes porosos basaacutendose en la Ley de
Boyle [P][V] = constante para una presioacuten de confinamiento dada El
procedimiento consiste en ingresar al sistema la cantidad de muestras a medir
junto con las caracteriacutesticasidentificacioacuten de cada una de ellas (longitud
diaacutemetro y peso) Indicando la presioacuten a la cual se realizaraacuten las mediciones los
resultados obtenidos son volumen poroso porosidad permeabilidad al aire y
permeabilidad corregida por efecto Klinkenberg
Preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica
La preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica consistioacute en la disolucioacuten de
sales inorgaacutenicas (Bicarbonato de sodio Sulfato de Sodio Cloruro de Sodio
Cloruro de Calcio di-hidratado Cloruro de Magnesio hexa-hidratado
Carbonato de Sodio Cloruro de Potasio y Cloruro de Bario di-hitradatado) en
agua destilada Primeramente se burbujeoacute el agua destilada con dioacutexido de
carbono (CO2) para evitar la precipitacioacuten de sales Posteriormente se realiza a
una agitacioacuten constaste burbujeando Dioacutexido de Carbono para evitar la
precipitacioacuten de carbonatos evitando la perdida de condiciones oacuteptimas de
disolucioacuten (Carrero 2011)
44 Caracterizacioacuten de los fluidos
Formulacioacuten de la salmuera
Se prepararon dos litros de salmuera para los cuales fue necesaria la siguiente
cantidad de sales que se muestran en la Tabla 43 en el orden que se presentan
para que no se precipite ninguacuten compuesto
50
Tabla 43 Composicioacuten de la salmuera
Sal Cantidad (g)
NaHCO3 813
Na2SO4 001
NaCl 3107
CaCl2x2H2O 176
MgCl2x6H2O 263
Na2CO3 000
KCl 000
BaCl2x2H2O 036
Densidad del agua de formacioacuten
Para determinar la densidad del agua de formacioacuten asociada al campo
Petrocarabobo se usoacute el densiacutemetro DMA 35N Antoacuten Paar (Figura 47) la
teacutecnica consiste en introducir el agua de formacioacuten en un capilar (en este caso a
una temperatura de 80 ordmC) y de forma automaacutetica arroja el valor de la densidad
en gcm3 y la temperatura de medicioacuten en degC
Figura 47 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 35N Fuente PDVSA-Intevep
Viscosidad del crudo extra-pesado
Para determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030
(figura 48) que opera por medio de la rotacioacuten de un cilindro el cual se
sumerge en el material a analizar midiendo la resistencia de esta substancia a
una velocidad seleccionada La muestra de crudo fue integrada al sistema
51
automaacutetico de medicioacuten y el equipo realizoacute la medicioacuten de la viscosidad en un
rango de temperatura de 40 ndash 264 degC arrojando valores de viscosidad en cP
para cada valor de temperatura
Figura 48 Retrovisco RV 2030 MARCA HAAKE Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de curvas de permeabilidad relativa
Esta metodologiacutea consiste en realizar una prueba a condiciones de yacimiento
(presioacuten temperatura y velocidad de flujo) una prueba que reproduzca la
manera coacutemo se mueven los fluidos en el yacimiento de forma tal que se
puedan ajustar los paraacutemetros necesarios a fin de obtener una reproduccioacuten maacutes
real de las propiedades de interaccioacuten roca fluido presente en los yacimientos
Mediante este meacutetodo se efectuacutea el desplazamiento de los fluidos a traveacutes del
medio poroso de acuerdo al meacutetodo no estacionario (dinaacutemico) el cual
considera el desplazamiento de un fluido por otro (Araujo 2004)
Las pruebas de desplazamiento de fluidos en medio poroso se realizan en
tapones de roca real (arena) de yacimiento limpios instalados en una celda
porta-nuacutecleos tipo Hassler colocada en un horno a la temperatura de trabajo (en
este estudio 68 degC) El sistema se denomina simulador fiacutesico de yacimientos y
52
consta de una celda porta-nuacutecleos dos cilindros de tipo pistoacuten (contenedores de
fluidos agua y crudo) dos bombas de inyeccioacuten tipo jeringa (una para confinar
a presioacuten constante y otra para inyeccioacuten a tasa constante) un sistema de
transductores de presioacuten vaacutelvulas y horno para mantener todo el sistema a la
temperatura de trabajo ver Figura 49
Figura 49 Diagrama de un simulador fiacutesico de yacimientos Fuente Intevep SA Centro de
Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
El procedimiento seguido se detalla a continuacioacuten (Figura 410)
Inyeccioacuten de agua de formacioacuten hasta saturacioacuten 100 del medio poroso y
estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P1) para el caacutelculo de la permeabilidad
al agua a la temperatura de trabajo en cada caso
Etapa de drenaje primario Inyeccioacuten de petroacuteleo a tasa de flujo de referencia
constante (005 cm3min) hasta estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P2) y
se contabiliza el volumen maacuteximo de agua recuperado Se determina la
53
permeabilidad efectiva al petroacuteleo (Ko) a condicioacuten de saturacioacuten de agua
irreducible (Swi)
Etapa de imbibicioacuten Inyeccioacuten de agua de formacioacuten a tasa de flujo de
referencia constante y recoleccioacuten de voluacutemenes de fluido producido (crudo y
agua) en diferentes etapas (menor a mayor volumen) registrando en cada
oportunidad el diferencial de presioacuten correspondiente (de acuerdo al siguiente
esquema P3 P4 P5 P6 etc) Se determina la permeabilidad efectiva al agua
(Kw) a condicioacuten de saturacioacuten de petroacuteleo residual (Sor)
Figura 410 Esquema del procedimiento experimental para la determinacioacuten de curvas de
permeabilidad relativa por el meacutetodo de estado no estacionario Fuente Diacuteaz (2014)
Para la generacioacuten de las curvas de permeabilidad relativa mediante el meacutetodo
convencional se analizaron los datos obtenidos de acuerdo a la metodologiacutea de
caacutelculo denominada modelo hiacutebrido (MDC) que combina caacutelculos matemaacuteticos
que abarcan el meacutetodo JBN (comportamiento de flujo fraccional) y el uso de
correlaciones de Willie y Corey amp Asociados Maacuterquez et al (2014) tanto para
54
el proceso de drenaje como imbibicioacuten de manera de obtener las curvas de
permeabilidades relativas para cada muestra de yacimiento estudiada
Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de
permeabilidad relativa
Entre los aspectos destacables se puede resumir que adicional al efecto
principal que incide en la disminucioacuten de la viscosidad del petroacuteleo al
aumentar la temperatura se evidencioacute tambieacuten reduccioacuten de la saturacioacuten
residual de petroacuteleo (Sor) aumento de la saturacioacuten de agua irreducible (Swi)
desplazamiento del punto de cruce (Krw=Kro Sw) a valores mayores de
saturacioacuten de la fase mojante (agua) y disminucioacuten de la Ko (permeabilidad
efectiva al crudo) Figura 411
La condicioacuten de mojado inferida muestra que las arenas analizadas tienden a ser
maacutes afines por el agua a medida que la temperatura aumenta
Figura 411 Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de permeabilidad relativa
para muestras del Campo Petrocarabobo
Elaboracioacuten del modelo de simulacioacuten en Starsreg
A partir de este punto se explica una serie de procedimientos realizados para la
construccioacuten de los modelos numeacutericos para simular una prueba de
desplazamiento con agua caliente a nivel laboratorio se definieron las matrices
55
de sensibilidades donde se evaluaron los paraacutemetros teacutermicos de forma discreta
e integral
45 Uso de Starsreg
Una vez recolectado los valores petrofiacutesicos los paraacutemetros teacutermicos y
evaluados los fenoacutemenos de interaccioacuten roca fluido se procedioacute a organizar los
datos en el orden que deben ser introducidos en el simulador El simulador
numeacuterico empleado es Starsreg de CMG siendo requerido para su utilizacioacuten el
reconocimiento de su interfaz y de los datos requeridos para su ejecucioacuten asiacute
como la justificacioacuten de la realizacioacuten de las pruebas descritas y de otros
valores suministrados en campo
La herramienta Builder de CMG se empleoacute como un pre-procesador para la
construccioacuten de la malla considerando unidades de laboratorio y porosidad
singular la fecha inicial del proyecto es el 10 de octubre del 2018 hasta el 21 de
agosto y se considero un modelo de fluidos Black Oil de dos fases
451 Construccioacuten del mallado
Se escogioacute el sistema de mallado cartesiano por lo que las dimensiones
ciliacutendricas de la muestra (Tabla 44) debioacute ser convertida a una geometriacutea
cartesiana equivalente (paralelepiacutepedo) con las dimensiones que indica la Tabla
45 respetando los valores de aacuterea transversal y de longitud en este caso el
aacuterea del circulo fue trasformada a la de un cuadrado como se muestra la Figura
412
Tabla 44 Dimensiones de la muestra en forma de cilindro
Dimensiones del cilindro
Diaacutemetro (cm) Aacuterea (cm2) Altura (cm) Volumen (cm
3)
376 111 416 4613
56
Figura 412 Transformacioacuten del aacuterea transversal para la construccioacuten del mallado
Establecimiento de tamantildeo y cantidad de las celdas para el mallado se
colocaron 50 celdas en direccioacuten I 1 celda en direccioacuten J 1 celda en direccioacuten
K cuyas dimensiones se muestran en la Tabla 45
Tabla 45 Dimensiones de las celdas del mallado
Informacioacuten
de las celdas
Direccioacuten Volumen
Total I J K
Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo
M 18 50 00831 1 33322 1 33322 461356
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades de la Tabla 46 fueron colocadas en la seccioacuten de ldquoArray
Propertyrdquo estas fueron suministradas por PDVSA-Intevep obtenidas a traveacutes de
la realizacioacuten de las pruebas descritas anteriormente en los laboratorios de
interaccioacuten roca-fluido
Tabla 46 Informacioacuten petrofiacutesica de la muestra
Propiedades Petrofiacutesicas
Tope de la arena (cm) 0
Espesor de la arena (cm) 333
Porosidad () 3789
Permeabilidad (mD) (I J K) 410417
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca
En esta seccioacuten se encuentran tres pestanas donde se realiza en suministro de
los datos teacutermicos requeridos por el modelo estas pestantildeas son
compresibilidad de la roca
57
Figura 413 en la que se incorporan los valores de compresibilidad de la roca y
de la presioacuten de poro de referencia
Figura 413 Ventana para ingresar los datos de compresibilidad de la roca y presioacuten de
porosidad de referencia
En la pestantildea de propiedades teacutermicas se suministran los valores de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se selecciona el tipo de mezclado para la
conductividad se aplica o no la herramienta de la tabla de dependencia de
temperatura para la conductividad teacutermica Thcontab y se especifica que se
considera una conductividad teacutermica isotroacutepica
Figura 414
58
Figura 414 Ventana de las propiedades teacutermicas
En la figuraFigura 415 se muestra la pestantildea de peacuterdida de calor por las rocas
adyacentes en la que se indica que no hay peacuterdidas de calor especificando que
las rocas suprayacente e infrayacente no poseen la propiedad de conductividad
teacutermica (valor cero) ni capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
Figura 415 Ventana de las peacuterdidas de calor por las rocas adyacentes
Se considera propiedades teacutermicas isotroacutepicas en las distintas direcciones (I J
K) ya que no se disponen de informacioacuten de laboratorio que permita concluir lo
contrario
59
Las conductividades teacutermicas isotroacutepicas dependientes de la temperatura se
definen mediante una tabla como se puede ver en la Tabla 47 La primera
columna se refiera a la temperatura T (C|F) las columnas thconr thconw y
thcono
Tabla 47 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo discreto
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0023083 0387300 0068139
60 0019678 0391200 0067761
70 0017184 0396000 0067383
80 0015281 0400000 0067005
90 0013778 0403200 0066626
100 0012559 0405600 0066248
110 0011550 0407200 0065870
120 0010700 0408000 0065492
130 0009973 0408000 0065114
140 0009344 0407200 0064736
150 0008794 0405600 0064357
Para el modelo integral como se observa en la tabla 48 se asignoacute el mismo va-
lor a todas la fases a la misma temperaturas obtenido de las pruebas experimen-
tales de la muestra saturada estos valores de conductividad aumenta proporcio-
nalmente con la temperatura
Tabla 48 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo integral
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0003150 0003150 0003150
60 0005700 0005700 0005700
70 0008350 0008350 0008350
(Tr) 80 0011100 0011100 0011100
90 0013950 0013950 0013950
100 0016900 0016900 0016900
110 0019950 0019950 0019950
120 0023100 0023100 0023100
60
130 0026350 0026350 0026350
140 0029700 0029700 0029700
150 0033150 0033150 0033150
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad
Una vez estudiadas todas las ecuaciones que emplea el simulador para el
caacutelculo de la conductividad y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica se realizoacute
una validacioacuten comparando los valores arrojados por las ecuaciones
programadas con las graacuteficas de los archivos de salida del simulador para ello
se utilizoacute como herramienta Microsoft Excel
454 Seccioacuten de componentes
Se especificoacute que la muestra se encontraba saturada por dos fluidos (agua y un
pseudocomponente de crudo muerto) se les asignaron los valores de peso
molecular densidad y viscosidad para el resto de las propiedades se asignoacute
ldquo0rdquo de esta manera el simulador asigna los valores por defecto que se muestran
en la Tabla 49
Tabla 49 Valores por defectos del simulador
4541 Densidades
El valor de la densidad del agua fue suministrada a 80degC (temperatura de
referencia) La densidad del crudo fue calculada en los laboratorios de PVT con
el densiacutemetro digital Anton Paar modelo DMA 4500M (figura 416) el rango
61
de temperatura considerado esta entre 40 y 60 degC por las limitaciones del
equipo posteriormente el valor a 80degC fue obtenido mediante extrapolacioacuten En
la figura 417 se muestra los valores los valores de densidad introducidos en
Starsreg para la simulacioacuten
Figura 416 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 4500M Fuente PDVSA-
Intevep
Figura 417 Ventana para insertar la densidad de los fluidos
4542 Viscosidades de la fase liacutequida
El valor de densidad del agua fue proporcionado por la Empresa Mixta para
determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030 En la
62
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura se presenta
los valores de viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura a ser
ingresados en el simulador y la respectiva Curva de la viscosidad del crudocurva de
la viscosidad del crudo se ilustraen la Figura 418 En cuanto a la viscosidad del
agua es un valor constante y las viscosidades de la fase gaseosa no se habilito
esta seccioacuten ya que no se considera fase gaseosa presente en el medio
63
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura
64
Figura 418 Curva de la viscosidad del crudo
4543 General
Los valores de referencia son las condiciones de trabajo al usar en el caso de la
temperatura estaacute pautado por la temperatura en la que se empleoacute el densiacutemetro
y la presioacuten de referencia de los laboratorios de PDVSA-Intevep En la Figura
419 se muestran los valores introducidos en el simulador
65
Figura 419 Ventana de la seccioacuten de componentes para introducir los valores de referencia en
la subseccioacuten general
46 Seccioacuten de Roca-fluido
Se emplearon las curvas de permeabilidad relativas obtenidas de las pruebas
desplazamiento realizadas en los laboratorios de interaccioacuten Roca-Fluido de
Pdvsa-Intevep utilizando tapones del aacuterea de estudio
66
Figura 420 Curva de permeabilidad
47 Seccioacuten de condiciones iniciales
En esta etapa se introducen las condiciones de yacimientos de presioacuten y
temperatura a las que fueron ejecutadas las pruebas de desplazamiento la
Figura 421 No se asignoacute contactos entre fluidos para garantizar que al inicio
haya soacutelo petroacuteleo en el yacimiento
67
Figura 421 Ventana de la seccioacuten de condiciones iniciales se muestra el valor de presioacuten y
profundidad de referencia suministrada al simulador
48 Seccioacuten numeacuterica
Se especifican los paraacutemetros utilizados en la simulacioacuten numeacuterica de las
ecuaciones involucradas en el flujo de fluidos (paraacutemetros de convergencia
constantes numeacutericas meacutetodos de solucioacuten discretizacioacuten y convergencia) Se
realizaron las modificaciones siguientes para tres paraacutemetros especiacuteficos
colocando los valores siguientes
Tabla 411 Modificaciones en la seccioacuten numeacuterica
Keyword Valor Definicioacuten
DTWELL 001min Tamantildeo de intervalo de primer paso de tiempo
NEWTONCYC 30 Cantidad de iteraciones para obtener la solucioacuten
NCUTS 15 Maacuteximos intervalos de cortes
49 Seleccioacuten de pozos y datos recurrentes
El modelo estaacute conformado por dos pozos un pozo inyector situado en la celda
(1 1 1) y un pozo productor celda (50 1 1) ambos pozos inician su
funcionamiento el 10-10-2018 a 000 min hasta los 2880 min
Pozo Inyector tipo Mobweight explicit
68
Para este modelo sencillo donde se inyecta un solo fluido que no es vapor y no
ocurren cambio de fases en el proceso de inyeccioacuten es indiferente que tipo de
pozo inyector se seleccione pues no afecta los caacutelculos del modelo
Restricciones (Constrains) en la ventana de constrains del pozo inyector se
muestra que los paraacutemetros empleados fueron la presioacuten de fondo y la tasa
de inyeccioacuten y ambos aplicados con la accioacuten de CONT la cual implica que
la accioacuten a tomar en caso de una violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten
operativa en este liacutemite y continuar con la simulacioacuten
Figura 422 Ventana de constrains del pozo inyector
Fluido inyectado a continuacioacuten en la Figura 423 Ventana para
descripcioacuten del fluido de inyectado se muestra las caracteriacutesticas como
composicioacuten y temperatura del fluido inyectado
69
Figura 423 Ventana para descripcioacuten del fluido de inyectado
Pozo Productor
Se cargoacute un archivo (fhf) para adjuntar el ldquohistoacuterico de produccioacutenrdquo y cargar
los eventos de los pozos inyector y productor Este archivo se realiza a partir de
un documento (txt) contiene las informacioacuten de produccioacuten de la prueba de
desplazamiento con un formato especiacutefico que contiene fecha final nombre del
archivo ldquoProduction Data Field History Fiel fecha inicial numero de variables
a utilizar los nombres de la variables y las unidades de esas variables el
nuacutemero de pozos y sus nombres luego se coloca el valor de cada variable con
respecto a la fecha
En la Figura 424 se muestra el (fhf) que fue utilizado en el modelo en el que
se cargoacute la informacioacuten de tasas de petroacuteleo agua y liquido en el pozo
productor y de tasa de inyeccioacuten de agua en el pozo inyector en unidades de
laboratorio en el tiempo que alliacute se indica en el formato de (antildeo-mes-
diaThoraminseg)
70
Figura 424 Histoacuterico de produccioacuten empleado para el modelo
Restricciones (Constrains) en la Figura 425 se muestra que el
paraacutemetro empleado fue el de la tasa de produccioacuten de liacutequido con la
accioacuten de CONT la cual implica que la accioacuten a tomar en caso de una
violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten operativa en este liacutemite y
continuar con la simulacioacuten
71
Figura 425 Ventana de constrains del prozo productor
410 Dato de salida IO Control
Se especificaron los paraacutemetros teacutermicos y variables que se requieren como
datos de salida eacutestas son las variables que se podraacuten graficar para estudiar con
la herramienta Results Graph de CMG objetivo del anaacutelisis del trabajo
Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (HEATCAP)
Conductividad teacutermica de la formacioacuten (roca + fluidos)
(THCONDUCT)
Conductividad teacutermica de la roca (THCOMPRE)
Temperatura (TEMP)
Viscosidad del petroacuteleo (VISO)
Saturacioacuten de agua (Sw)
411 Sensibilidades
En la tabla 51 se observan los valores miacutenimos y maacuteximos permitidos por el
simulador STARSreg tambieacuten el valor representativo de valores de
conductividad para cada fase a 25degC Adicionalmente se antildeadieron los valores
de conductividad a la temperatura de referencia obtenido por las pruebas
experimentales todos estos valores fueron los empleados para el estudio de
sensibilidad de conductividad teacutermica Anaacutelogamente en la tabla 53 se
72
observan los valores que especifica el manual del simulador como valores
miacutenimos y maacuteximos tambieacuten valores representativos de capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica Los valores representativos de conductividad y de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica del simulador se emplearon para comparar con los
valores obtenidos en el laboratorio y analizar la diferencia en el valor tiacutepico de
arenas consolidadas como lo indica el simulador y las arena no consolidadas
como es nuestro caso de estudio
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total
Se realizaron corridas con el modelo laquoDiscreta Complexraquo variando los valores
de conductividad teacutermica de la roca petroacuteleo y agua) y graficando en la celda
(25 1 1) los valores de conductividad total y la temperatura para los tres
valores asignados (valor miacutenimo valor maacuteximo y valor a tr) en el estudio por
separado de cada elemento para determinar cuaacutel es el elemento que mayor
impacto causa en la temperatura
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
Se empleoacute el modelo laquoDiscreta Complexraquo para graficar la conductividad
teacutermica capacidad caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del
tiempo especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y (49 1 1)
para estudiar el efecto de los paraacutemetros teacutermicos en las diferentes celdas con el
valor de conductividad que mayor variacioacuten causa en la temperatura con
respecto al modelo base
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
Se realizaron corridas con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontabraquo e
laquoIntegral Complex Thcontabraquo realizando variaciones en los valores de
capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca (Cvr) en la celda (25 1 1) los
valores asignados fueron los valores maacuteximo miacutenimo y el correspondiente de
las pruebas a la temperatura de referencia
73
412 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
A traveacutes de los modelo laquoDiscreta Complexraquo y laquoDiscreta Complex con
Thcontabraquo se realiza una comparacioacuten del valor de la conductividad teacutermica
total del sistema de un modelos discretos y por otro lado habilitando la opcioacuten
Thcontab
413 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
Por medio de los modelos laquoIntegral Complexraquo e laquoIntegral Complex con
Thcontabraquo se estudia la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en el
modelo integral
414 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
laquoDiscreta Complexraquo y laquoIntegral Complexraquo En la Figura 514 se pueden
comparar los valores de conductividad teacutermica considerando el modelo
cargando de forma discreta e integral
415 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontab raquo e laquo Integral Complex con
Thcontabraquo se realiza la comparacioacuten de los valores conductividad teacutermica total
y conductividad teacutermica de la roca de los modelos
74
CAPIacuteTULO V
ANALISIS DE RESULTADOS
51 Sensibilidades
A continuacioacuten se presentan los resultaron de las sensibilidades de los modelos
empleados para el estudio de la conductividad teacutermica y de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica
En la tabla 51 se presenta los valores finales de la conductividad teacutermica del
agua roca y petroacuteleo para cada una de las sensibilidades estos valores son los
experimentales de conductividad teacutermica con los valores de conductividad
teacutermica que el simulador sentildeala como representativos y poder hacer una
comparacioacuten del rango de valores y similitud para estimar si se encuentra en un
valor correspondiente de su respectivo elemento Para ello se llevoacute los valores
obtenido a temperatura de 80degC a una temperatura de 25degC El valor
experimental de conductividad de la roca se encuentra por debajo del valor
sugerido lo que se debe a que el valor de conductividad teacutermica de las arenas no
consolidadas son menores a los valores de conductividad teacutermica de las arenas
consolidadas que representa el valor de conductividad teacutermica del valore
representativo que estipula el simulador
75
Tabla 51 Valores de conductividad teacutermica de STAR y obtenido experimentalmente
En la tabla 52 se observar las sensibilidades realizadas para la conductividad
teacutermica cada elemento
Tabla 52 Sensibilidades de la conductividad teacutermica
Sensibilidades Kr Ko Kw
1 Valor maacuteximo Valor a Tr Valor a Tr
2 Valor a Tr Valor maacuteximo Valor a Tr
3 Valor a Tr Valor a Tr Valor maacuteximo
4 Valor miacutenimo Valor a Tr Valor a Tr
5 Valor a Tr Valor miacutenimo Valor a Tr
6 Valor a Tr Valor a Tr Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr Valor a Tr Valor a Tr
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua
Como se observa en la Figura 51 se realizan el modelo base y las
sensibilidades 3 y 6 es decir la variacioacuten de los valores de la conductividad en
la fase acuosa se observoacute poca variacioacuten en la temperatura una diferencia de
056 degC y error de 064 para kw = 000010 JcmmindegC y diferencia de 075
degC y error de 092 para kw = 6944578 JcmmindegC con respecto a los valores
del modelo base La temperatura de la celda disminuye muy poco a medida que
se le aumenta el valor de conductividad del agua El mayor error relativo que
alcanza la conductividad teacutermica al aplicar kw = 000010 JcmmindegC es de
047 mientras que al aplicar kw = 6944578 JcmmindegC es de 5769
(ANEXO C)
76
Figura 51 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del agua en la temperatura
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se realiza el modelo base y las sensibilidades 2 y 5 y se observa que entre la
curva de la temperatura para ko = 000010 JcmmindegC y la curva de
temperatura del modelo base se observa una diferencia de 016 degC y error de
019 por ser valores cercanos visualmente ocurre un solapamiento entre
ambas curvas de temperatura caso contrario al comparar la curvas de
temperatura del modelo base con la curva de temperatura de ko = 6944578
JcmmindegC presenta una diferencia de 082 degC y error de 1 Al aumentar los
valores de conductividad teacutermica de la fase oleica es poca la disminucioacuten de la
temperatura de la celda El mayor error relativo que alcanza la conductividad
teacutermica al aplicar ko = 000010 JcmmindegC es de 029 mientras que al
aplicar ko = 6944578 JcmmindegC es de 6213 (ANEXO C)
77
Figura 52 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del petroacuteleo en la temperatura
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca
Se comparan el modelo base y las sensibilidades 1 y 4 Se recurrioacute a una graacutefica
del tipo logariacutetmica para representar los valores de conductividad total ya que
los valores introducidos afectan notablemente la temperatura con una diferencia
de 474 degC y error de 570 para kr = 000010 JcmmindegC y una diferencia de
164 degC y error de 198 para kr = 6944578 JcmmindegC y pueden causar un
cambio de conductividad teacutermica final en la celda de para kr = 000010
JcmmindegC diferencia de 004 JcmmiddotmindegC y error de 099 para kr =
6944578 JcmmindegC diferencia de 319 JcmmiddotmindegC y error de 9881
(ANEXO C)
78
Figura 53 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la temperatura
Basado en lo observado se puede inferir que es la fase solida de la roca causa
maacutes variacioacuten en la temperatura 570 al realizarle la variacioacuten en los valores
de conductividad teacutermica de la roca especiacuteficamente en kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC este
comportamiento se puede atribuir a la ecuacioacuten aplicada y al valor de
conductividad irreal de conductividad teacutermica empleada ya que es 3647 veces
mayor al valor tiacutepico Mientras la variacioacuten de la conductividad teacutermica en los
fluidos tuvieron un similar comportamiento que no representaban una
influencia marcada en la temperatura arrojando un error relativo gt1 (ANEXO
C) Al aumentar los valores de conductividad teacutermica la temperatura de la celda
disminuye lo que es coherente ya que contribuye a la propagacioacuten del calor
pero afecta en mayor escala a este caso En el ANEXO B se presenta con maacutes
detalle los valores en los que oscilan las curvas de conductividad teacutermica y la
temperatura final que se alcanza respectivamente Acotando que en general
ocurre un aumento de la conductividad durante el proceso de inyeccioacuten de agua
caliente y que aquellas conductividades teacutermica que presentan una leve
disminucioacuten con el aumento de la temperatura son las sensibilidades 2 y 6 lo
79
cual se debe a la disminucioacuten de la saturacioacuten de crudo que en el caso de ko =
6944578 JcmmindegC el cual es la conductividad teacutermica con mayor valor Por
otro lado en kw = 000010 JcmmindegC ocurre que el menor valor corresponde
a la conductividad teacutermica del agua la cual aumenta su saturacioacuten y como la
conductividad teacutermica total se basa en una ecuacioacuten de ponderacioacuten por
volumen hace que el valor de conductividad teacutermica total tienda a la
conductividad con el mayor volumen
La sensibilidad de la conductividad teacutermica de la roca afecta inversamente a la
temperatura como a la capacidad caloriacutefica obtenieacutendose asiacute una curva de
mayor capacidad caloriacutefica al introducir el menor valor de conductividad de la
roca y viceversa figura 54
Figura 54 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
En la Figura 55 se observa como el aumento de la conductividad incrementa el
avance del agua proporcionalmente al disminuir la conductividad aumenta la
temperatura lo cual ayuda a la disminucioacuten de la viscosidad del crudo y
aumentado la movilidad y beneficiando la extensioacuten de la saturacioacuten de agua en
la celda
80
Figura 55 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en el avance de
inyeccioacuten de agua
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
En las Figura 56 y 57 se graficaron la conductividad teacutermica capacidad
caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del tiempo al aplicar la
sensibilidad 4 especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y
(49 1 1) donde se observa como el frente de agua trae consigo el aumento de
la temperatura la capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica siento el maacutes
afectado la celda (2 1 1) la cual es la celda maacutes proacutexima al pozo inyector ya
que es por medio del cual se inyecta el agua caliente
81
Figura 56 Saturacioacuten y capacidad de kr = 000010 JcmmindegC
Figura 57 Temperatura y conductividad de kr = 000010 JcmmindegC
82
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
En la tabla 53 se observa que existe una diferencia entre el valor representativo
del simulador que trae por defecto a 25degC y el valor experimental extrapolado a
25degC apreciaacutendose que el valor de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
experimental es mayor por lo que establece que las arenas no consolidadas
requieren mayor cantidad de energiacutea en forma de calor para aumentar la
temperatura
Tabla 53 Valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de STAR y obtenido experimentalmente
Nombre Keyword
Valor
miacutenimo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
maacuteximo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
representativo
para STAR a
25degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 80degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 25degC
(Jcm3degC)
Capacidad
Caloriacutefica
Volumeacutetrica
de la roca
Rockcp 0 100 23470 18513 37598
En la tabla 54 se observar las sensibilidades realizadas para la capacidad caloriacute-
fica volumeacutetrica
Tabla 54 Sensibilidades de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca
Sensibilidades Cvr
7 Valor maacuteximo
8 Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr
Al graficar el modelo base y las sensibilidades 7 y 8 se observa en la Figura 58
(izquierda) que la saturacioacuten del agua es mayor al usar la sensibilidad 8 de la
Tabla 54 es decir el menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cvr = 0
Jcm3degC) el modelo base tiene un comportamiento semejante debido a la
cercaniacutea de sus valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica caso contrario al
introducir la sensibilidad 7 de la Tabla 54 (Cvr = 100 Jcm3degC) pues este caso
presenta una curva que muestra un suave incremento luego de los 246 minutos
83
de iniciar la inyeccioacuten En la Figura 58 (derecha) se representan tres rectas casi
constantes producto de introducir los valores de la tabla 53 en la ecuacioacuten 6 su
comportamiento de recta horizontal se debe a la poca variacioacuten de capacidad
caloriacutefica con respecto al incremento de temperatura Por otro lado en la Figura
59 (izquierda) se aprecia la variacioacuten de la temperatura y que el miacutenimo valor
de capacidad arroja como resultado un abrupto aumento de la temperatura de la
celda seguida por la curva del modelo base y por uacuteltimo la curva de maacuteximo
valor de capacidad demostrando que solo aumenta la temperatura de la celda
hasta 714degC lo cual se debe a que el aumento de la temperatura estaacute asociado a
la saturacioacuten de agua y la sensibilidad que obtenga una mayor saturacioacuten
obtendraacute tambieacuten una mayor temperatura y viceversa Con respecto a la
conductividad teacutermica al introducir el mayor valor de capacidad caloriacutefica
demostroacute ser la curva con un aumento de pendiente casi vertical los primero
minutos del desplazamiento consecuencia de incremento de saturacioacuten se agua
y luego de los 900 minutos tiende a un valor constante de 0039 JcmmiddotmindegC
mientras las otras dos curvas muestran un aumento al inicio del proceso y
alcanza un punto criacutetico en el minuto 64 decayendo hasta los 400 minutos
alcanzando en ese punto un menor valor de conductividad teacutermica la
sensibilidad del menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
84
Figura 58 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex
Thcontab
85
Figura 59 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad de
la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex Thcontab
Las Figura 510 y 511 muestran graficas similares a las Figura 58 y Figura 59
del modelo cargado con valores de forma integral se obtienen las mismas
observaciones en la saturacioacuten tanto para la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y
temperatura Sin embargo en el paraacutemetro de la conductividad teacutermica
presentan curvas que incrementan a medida que la temperatura aumenta
Debido a que la variacioacuten de la saturacioacuten no afecta el valor de conductividad
total como consecuencia de la restriccioacuten de aumentar con la temperatura por
medio de la herramienta Thcontab para todas las fases con el mismo valor
86
Figura 510 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex
Thcontab
87
Figura 511 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad
de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex Thcontab
52 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
En la Figura 512 se puede observar la contraposicioacuten de estudiar la
conductividad teacutermica total del sistema de un modelos discretos introduciendo
un solo valor constante de la conductividad para cada fase respectiva y por otro
lado habilitando la opcioacuten Thcontab que permite especificar la variacioacuten de las
conductividades de cada fase con respecto a la variacioacuten de la temperatura y
ademaacutes permite la opcioacuten de graficar la curva de conductividad de la roca la
cual es decreciente al transcurrir el tiempo y el aumento de la temperatura Al
comparar ambas curvas de conductividad teacutermica total se puede distinguir una
curva creciente que pertenece valores constantes de conductividad teacutermica para
cada fase mientras que la curva que emplea Thcontab se compone de tres
tendencias ambas curvas muestran al inicio un crecimiento pronunciado debido
al aumento de la saturacioacuten del agua la curva con Thcontab una segunda
88
seccioacuten que muestra un decrecimiento luego de un punto criacutetico a los 64
minutos y luego a partir de los 400 minutos una seccioacuten de valores contantes
que presenta un ligero incremento sin embargo las curvas solo presentan una
diferencia en promedio de 0000183 JcmmiddotmindegC y un error de 05
Figura 512 Contraste entre la conductividad total de un modelo discreto Complex y un modelo
discreto Complex con Thcontab
53 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
En la Figura 513 se expone la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en
el modelo integral Complex La conductividad teacutermica total del sistemas al
introducir los valores contantes de conductividad (Curva 1) se describe una
conductividad constante en el tiempo con una recta de pendiente cero con el
mismo valor que se introdujo en el simulador cada fase con el mismo valor de
conductividad y por balance de masa incrementar la saturacioacuten de agua
disminuye proporcionalmente la saturacioacuten de petroacuteleo mantenieacutendose
constante la porosidad lo cual indica un mismo valor volumeacutetrico de roca en la
89
ecuacioacuten de volumen ponderado que calcula la conductividad teacutermica total
quien arroja el mismo resultado en cada paso de tiempo Mientras que al
habilitar la opcioacuten Thcontab es igualmente asignando el mismo valor de
conductividad teacutermica para todas las fases pero indicando la variacioacuten con la
temperatura se permite observar que la conductividad teacutermica de la roca y la
total del sistemas presentan unas curvas solapadas que incrementan con el
transcurrir del tiempo
Anaacutelogamente estas curvas son iguales por el balance de materiales el aumento
de la curva se debe a la variacioacuten de los valores de conductividad a traveacutes del
tiempo seguacuten indica la tabla Thcontab Al comparar ambas curvas de
conductividad teacutermica total se observa una diferencia de 00002163
JcmmiddotmindegC y un error de 19 (ver ANEXO D)
Figura 513 Contraste de la conductividad total de un modelo integral Complex y la
conductividad total y de la roca de un modelo integral con Thcontab
90
54 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
En la Figura 514 se pueden comparar los valores de conductividad teacutermica
considerando el modelo cargando de forma discreta e integral La capacidad
caloriacutefica y la saturacioacuten no se ven afectadas por el tipo de modelo que se
emplee la temperatura al contrario si representa una diferencia de 102 entre
los minutos 400 y 800 En el modelo discreto la conductividad es 345 veces
mayor al modelo integral mantenieacutendose este en el valor contante de 0011100
JcmmiddotmindegC y por el contrario el modelo discreto iniciando en 00293004
JcmmiddotmindegC y ascendiendo hasta el valor de 0038362 JcmmiddotmindegC esto se debe
que aunque el simulador emplea la ecuacioacuten 8 con los valores de conductividad
de cada elementos (roca agua y petroacuteleo) constantes a traveacutes del tiempo pero
las saturaciones variacutean a traveacutes del tiempo eacutestos cambios en las saturaciones
hacen que la conductividad teacutermica total ascienda tendiendo a la conductividad
de quien incrementa su saturacioacuten eacuteste es el caso del agua y la cual posee una
conductividad mayor Ambas curvas tienen una diferencia de 0022731
JcmmiddotmindegC y un error de 672 (ANEXO E)
91
Figura 514 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad capacidad caloriacutefica temperatura
y saturacioacuten total de un modelo discreto Complex con un modelo integral Complex
55 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Aunque ambos modelos (integral y discreto) fueron ejecutados con Thcontab lo
que permite para ambos casos graficar la conductividad teacutermica de la roca solo
se graficoacute para el modelo discreto (Figura 515) ya que al realizar un modelo
integral la conductividad teacutermica de la roca es la misma que la conductividad
teacutermica total y ambas curvas se solapan En el modelo discreto se aprecia que
la conductividad teacutermica de la roca disminuye al transcurrir del tiempo donde
ocurre el aumento de temperatura tal y como lo enuncia Messmer (1980) afirma
ldquoLa conductividad teacutermica de las arenas no consolidadas disminuyen con el
aumento de la temperatura debido a los efectos del mineral cuarzo que es un
material cristalino con propiedades teacutermicas anisotroacutepicas presente en estos
sistemasrdquo El cuarzo que es el mineral que predomina en las areniscas seguacuten
estudios llevados a cabo en PDVSA - Intevep (2016) mediante Difraccioacuten de
92
Rayos X determinaron que posee mayor porcentaje (66) presente en el
sistema de yacimiento petroliacutefero campo Petrocarabobo En las curvas de
conductividad teacutermica total entre los modelo discreto e integral se obtuvo una
diferencia en promedio de 0023130 JcmmiddotmindegC y un error de 2125 y entre
las curvas de conductividad teacutermica de la roca una diferencia en promedio de
0004859 JcmmiddotmindegC y un error de 446 (ANEXO F)
Figura 515 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad total de un modelo discreto
Complex Thcontab y un modelo integral Complex Thcontab
93
CONCLUSIONES
Las arenas consolidadas secas pueden tener una conductividad teacutermica
mayor que las arenas no consolidadas sin fluidos con la misma
composicioacuten debido a que ocupa mayor proporcioacuten volumeacutetrica en un
volumen determinado es decir hay mayor contacto entra los poros de la
matriz
El caacutelculo de la conductividad total del sistema se realiza mediante el
meacutetodo Complex debido a que utiliza la ecuacioacuten de mezcla no lineal
recomendada por CMG tomando en cuenta las conductividades y
saturaciones de los fluidos presentes e interrelaciones entre las fases
En modelo integral Thcontab todos los valores de conductividad teacutermica
aumentan sin importar el comportamiento particular con la temperatura
asiacute como el orden de magnitud de cada fase (roca agua petroacuteleo y gas)
por lo tanto no representa el comportamiento real de la transferencia de
calor en el medio poroso
Se concluye que es la roca la fase que causa maacutes variacioacuten en la
temperatura al realizarle la variacioacuten en los valores de conductividad
teacutermica de la roca un error de 570 al asignar kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC
Al contrastar los modelos cargados de forma discreta e integral se
contempla que las curvas de conductividad total tienen un error relativo
de 672
94
Entre los modelos discreto e integral cargados con thcontab se obtuvo
que las curvas de conductividad teacutermica total presentaban un error de
2125 y entre las curvas de conductividad teacutermica de la roca de ambos
modelos un error de 446
Debido al alto error entre los valores de conductividad teacutermica obtenida
entre las curvas de los modelos cargados de forma discreta e integral no
se pueden considerar como modelos equivalentes
Al realizar el estudio de los efectos de variar los valores de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se encontroacute que al asignar el valor
maacuteximo ocurre una disminucioacuten importante en los valores de la
saturacioacuten de agua y temperatura de los modelos discreto e integral Por
otro lado en el caso de la conductividad teacutermica causa un aumento de la
curva para el modelo discreto y una curva por debajo de la curva del
modelo base para el modelo integral
95
RECOMENDACIONES
Realizar estudio de determinacioacuten de propiedades teacutermica en muestras
saturadas elaborando sensibilidades en las saturaciones de los fluidos
presentes
Para representar las condiciones reales del yacimiento con un crudo
vivo y tres fases (petroacuteleo agua y gas) se debe incluir un PVT del fluido
para evaluar los procesos de transferencia de calor
Profundizar en el estudio de RMN y calorimetriacutea para obtener los
paraacutemetros teacutermicos en todas las direcciones (I J K) del tapoacuten ya que
existe en general presentan un comportamiento anisotroacutepico y
disminuye la certidumbre de las propiedades teacutermicas el considerar que
el sistema tiene cualidades de Isotropiacutea
Realizar modelos de simulacioacuten numeacuterica suministrando los valores de
conductividad teacutermica de forma discreta
96
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ANEXOS
ANEXO A Propiedades RMN de los fluidos de yacimientos Fuente Coates y cols (1999)
Fluidos T1 (ms) T2 (ms) T1T2 Viscosidad (cP)
Salmuera 1 ndash 500 1 - 500 2 02 - 08
Petroacuteleo Liviano 3000 ndash 4000 300 - 1000 4 02 - 100
Gas 4000 ndash 5000 30 - 60 80 0011 - 0014
ANEXO B Valores promedio de conductividad teacutermica total al variar la conductividad de las
fases
Figuras
51 - 53
Kt (JcmmiddotmindegC) Temperatura
final (degC) Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
Sensibilidad 6 002543 0020102 0022766 899
Sensibilidad 3 0069244 007729 0073267 897
Sensibilidad 5 0020747 0036985 0028866 898
Sensibilidad 2 007738 00771575 007738 897
Sensibilidad 4 0000488 0000506 0000497 90
Sensibilidad 1 168611 322573 245592 896
Modelo base 00293 0038362 0033831 898
100
ANEXO C Contraste de conductividad y temperatura entre sensibilidades de conductividad
101
ANEXO D Contraste de conductividad total al habilitar Thcontab en modelos integrales
Figura
513
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0000216 194
kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
ANEXO E Contraste de conductividad total entre modelo integral y discreto
Figura 514
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0022731 6719 kt discreta
Complex 00293 0038362 0033831
ANEXO F Contraste de kt y kr entre modelo integral y discreto Thcontab
Figura 515
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt discreta
Complex
Thcontab
0032386 0035643 0034014
002313 21251 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr discreta
Complex
Thcontab
0017683 0013803 0015743
0004859 4464 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
vii
22511 Inyeccioacuten de fluidos calientes 15
22512 Recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua caliente 16
226 Propiedades petrofiacutesicas de la roca 16
2261 Porosidad (120601) 17
2262 Permeabilidad (K) 17
2263 Saturacioacuten del fluido 17
2264 Tapoacuten 18
227 Propiedades teacutermicas en los yacimientos 18
2271 Calor especiacutefico (Ce) 18
2272 Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cv) 18
2273 Difusividad teacutermica (120514) 19
2274 Conductividad teacutermica (K) 19
22741 Conductividad teacutermica del petroacuteleo 20
22742 Conductividad teacutermica del agua 20
228 Calorimetriacutea 21
229 Transferencia de calor 21
2291 Meacutetodos de transferencia de calor 22
22911 Conduccioacuten 22
22912 Radiacioacuten 22
22913 Conveccioacuten 22
2210 Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN) 23
2211 Simulacioacuten de yacimientos 23
22111 Etapas para la simulacioacuten de yacimientos 24
22112 Mecanismos de desplazamiento 25
22113 Propiedades petrofiacutesicas 26
22114 Propiedades PVT de los fluidos 26
22115 Datos de produccioacuten 27
22116 Simulador de recuperacioacuten teacutermica 28
22117 Descripcioacuten de la herramienta de simulacioacuten numeacuterica 28
221171 BUILDERreg 28
viii
221172 STARSreg 29
221173 RESULTSreg 29
2212 Sistema integral 29
2213 Sistema discreto 29
2214 Modelo integral 30
2215 Modelo discreto 30
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos 30
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total 31
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total 31
221612 Simple 32
221613 Complex 32
221614 Temper 33
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB) 33
CAPIacuteTULO III 35
AacuteREA DE ESTUDIO 35
31 DESCRIPCIOacuteN DEL AacuteREA DE ESTUDIO 35
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco 35
312 Aacuterea de Carabobo 36
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas 36
314 Estratigrafiacutea regional 37
315 Miembro Morichal 37
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas 39
CAPIacuteTULO IV 40
MARCO METODOLOacuteGICO 40
41 TIPO DE LA INVESTIGACIOacuteN 40
LA MODALIDAD DE LA INVESTIGACIOacuteN CUMPLE CON LAS CARACTERIacuteSTICAS
DEL TIPO EVALUATIVO 40
42 DISENtildeO DE LA INVESTIGACIOacuteN 40
ix
43 PROCEDIMIENTO METODOLOacuteGICO 41
431 Revisioacuten bibliograacutefica 42
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten 43
44 CARACTERIZACIOacuteN DE LOS FLUIDOS 49
45 USO DE STARSreg 55
451 Construccioacuten del mallado 55
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas 56
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca 56
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad 60
454 Seccioacuten de componentes 60
4541 Densidades 60
4542 Viscosidades de la fase liacutequida 61
4543 General 64
46 SECCIOacuteN DE ROCA-FLUIDO 65
47 SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES 66
48 SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
49 SELECCIOacuteN DE POZOS Y DATOS RECURRENTES 67
410 DATO DE SALIDA IO CONTROL 71
411 SENSIBILIDADES 71
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total 72
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas 72
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica 72
412 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO DISCRETO 73
413 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO INTEGRAL 73
414 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON MODELO INTEGRAL 73
415 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON THCONTAB CON
MODELO INTEGRAL THCONTAB 73
CAPIacuteTULO V 74
ANALISIS DE RESULTADOS 74
x
51 SENSIBILIDADES 74
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica 74
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua 75
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo 76
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca 77
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas 80
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica 82
52 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO DISCRETO 87
53 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO INTEGRAL 88
54 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON MODELO INTEGRAL 90
55 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON THCONTAB CON
MODELO INTEGRAL THCONTAB 91
CONCLUSIONES 93
RECOMENDACIONES 95
BIBLIOGRAFIacuteA 96
ANEXOS 99
xi
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 21 VISCOSIDAD DEL CRUDO VS TEMPERATURA FUENTE PUERTA (2015) 15
FIGURA 22 INYECCIONES DE AGUA CALIENTE FUENTE BRICENtildeO (2015) 16
FIGURA 23 GRAacuteFICA TASAS DE FLUIDOS EN FUNCIOacuteN DEL TIEMPO (SEPUacuteLVEDA 2005) 28
FIGURA 31 FAJA PETROLIacuteFERA DEL ORINOCO FUENTE PUERTA (2015) 35
FIGURA 32 AacuteREA DE CARABOBO Y SUS LIacuteMITES TERRITORIALES FUENTE PUERTA (2015) 36
FIGURA 33 CUENCAS PETROLIacuteFERAS DE LA REPUacuteBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA FUENTE
PUERTA (2015) 37
FIGURA 34 CONFIGURACIOacuteN ESTRUCTURAL FUENTE ARCHIVOS DE PETROINDEPENDENCIA
SA 38
FIGURA 41 FASES DE LA METODOLOGIacuteA APLICADA 42
FIGURA 42 SISTEMA PARA CONFINAMIENTO DE MUESTRAS DE ROCA NO CONSOLIDADAS
FUENTE INTEVEP SA CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS
DE VENEZUELA SA 44
FIGURA 43 PROCESO COMPLETO DE EMPAQUE DE MUESTRAS FUENTE PDVSA-INTEVEP 44
FIGURA 44 RESONADOR MARAN ULTRA DRX 2 FUENTE PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 45 INSTRUMENTO PARA LA REALIZACIOacuteN DE LA PRUEBA CALORIMEacuteTRICA FUENTE
PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 46 EQUIPO DE LIMPIEZA DE MUESTRAS DEAN-STARS A) ANTES DE LA LIMPIEZA DE
MUESTRA Y B) DURANTE LA LIMPIEZA DE MUESTRAS 48
FIGURA 47 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 35N FUENTE PDVSA-
INTEVEP 50
FIGURA 48 RETROVISCO RV 2030 MARCA HAAKE FUENTE PDVSA-INTEVEP 51
FIGURA 49 DIAGRAMA DE UN SIMULADOR FIacuteSICO DE YACIMIENTOS FUENTE INTEVEP SA
CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS DE VENEZUELA SA 52
FIGURA 410 ESQUEMA DEL PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL PARA LA DETERMINACIOacuteN DE
CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA POR EL MEacuteTODO DE ESTADO NO ESTACIONARIO
FUENTE DIacuteAZ (2014) 53
FIGURA 411 EFECTO DE LA VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA SOBRE LAS CURVAS DE
PERMEABILIDAD RELATIVA PARA MUESTRAS DEL CAMPO PETROCARABOBO 54
FIGURA 412 TRANSFORMACIOacuteN DEL AacuteREA TRANSVERSAL PARA LA CONSTRUCCIOacuteN DEL
MALLADO 56
xii
FIGURA 413 VENTANA PARA INGRESAR LOS DATOS DE COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA Y
PRESIOacuteN DE POROSIDAD DE REFERENCIA 57
FIGURA 414 VENTANA DE LAS PROPIEDADES TEacuteRMICAS 58
FIGURA 415 VENTANA DE LAS PEacuteRDIDAS DE CALOR POR LAS ROCAS ADYACENTES 58
FIGURA 416 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 4500M FUENTE
PDVSA-INTEVEP 61
FIGURA 417 VENTANA PARA INSERTAR LA DENSIDAD DE LOS FLUIDOS 61
FIGURA 418 CURVA DE LA VISCOSIDAD DEL CRUDO 64
FIGURA 419 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE COMPONENTES PARA INTRODUCIR LOS VALORES DE
REFERENCIA EN LA SUBSECCIOacuteN GENERAL 65
FIGURA 420 CURVA DE PERMEABILIDAD 66
FIGURA 421 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES SE MUESTRA EL VALOR DE
PRESIOacuteN Y PROFUNDIDAD DE REFERENCIA SUMINISTRADA AL SIMULADOR 67
FIGURA 422 VENTANA DE CONSTRAINS DEL POZO INYECTOR 68
FIGURA 423 VENTANA PARA DESCRIPCIOacuteN DEL FLUIDO DE INYECTADO 69
FIGURA 424 HISTOacuteRICO DE PRODUCCIOacuteN EMPLEADO PARA EL MODELO 70
FIGURA 425 VENTANA DE CONSTRAINS DEL PROZO PRODUCTOR 71
FIGURA 51 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL AGUA EN LA
TEMPERATURA 76
FIGURA 52 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL PETROacuteLEO EN
LA TEMPERATURA 77
FIGURA 53 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
TEMPERATURA 78
FIGURA 54 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
CAPACIDAD 79
FIGURA 55 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN EL
AVANCE DE 80
FIGURA 56 SATURACIOacuteN Y CAPACIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 57 TEMPERATURA Y CONDUCTIVIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 58 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO COMPLEX THCONTAB 84
FIGURA 59 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO
COMPLEX THCONTAB 85
xiii
FIGURA 510 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 86
FIGURA 511 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL
COMPLEX THCONTAB 87
FIGURA 512 CONTRASTE ENTRE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
Y UN MODELO DISCRETO COMPLEX CON THCONTAB 88
FIGURA 513 CONTRASTE DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO INTEGRAL COMPLEX Y
LA CONDUCTIVIDAD TOTAL Y DE LA ROCA DE UN MODELO INTEGRAL CON THCONTAB 89
FIGURA 514 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD CAPACIDAD
CALORIacuteFICA TEMPERATURA Y SATURACIOacuteN TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
CON UN MODELO INTEGRAL COMPLEX 91
FIGURA 515 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO
DISCRETO COMPLEX THCONTAB Y UN MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 92
xiv
LISTA DE TABLAS
TABLA 21 GRAVEDAD API DE LOS HIDROCARBUROS 13
TABLA 22 POROSIDAD DE LOS MINERALES DE YACIMIENTOS 17
TABLA 23 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DEL AGUA 21
TABLA 41 VALORES DE LAS DIMENSIONES DE LAS MUESTRA A ESTUDIAR 43
TABLA 42 CONDICIONES EMPLEADAS EN LA TEacuteCNICA DE RMN 45
TABLA 43 COMPOSICIOacuteN DE LA SALMUERA 50
TABLA 44 DIMENSIONES DE LA MUESTRA EN FORMA DE CILINDRO 55
TABLA 45 DIMENSIONES DE LAS CELDAS DEL MALLADO 56
TABLA 46 INFORMACIOacuteN PETROFIacuteSICA DE LA MUESTRA 56
TABLA 47 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO DISCRETO 59
TABLA 48 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO INTEGRAL 59
TABLA 49 VALORES POR DEFECTOS DEL SIMULADOR 60
TABLA 410 VISCOSIDAD DE LOS FLUIDOS CON SU RESPECTIVA TEMPERATURA 63
TABLA 411 MODIFICACIONES EN LA SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
TABLA 51 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DE STAR Y OBTENIDO EXPERIMENTALMENTE 75
TABLA 52 SENSIBILIDADES DE LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA 75
TABLA 53 VALORES DE CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE STAR Y OBTENIDO
EXPERIMENTALMENTE 82
TABLA 54 SENSIBILIDADES DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE LA ROCA 82
1
INTRODUCCIOacuteN
Debido a la merma de crudos livianos y medianos a nivel mundial y nacional
aunado a los altos costos de la energiacutea y la necesidad de restituir la reserva se
estaacute incentivando a la empresa petrolera nacional a explotar de forma eficiente
las reservas de crudos pesados y extra-pesados a un ritmo maacutes acelerado los
cuales se caracterizan seguacuten la API (American Petroleum Institute) por ser
poseedores de altas viscosidades dificultando asiacute el proceso de explotacioacuten y
extraccioacuten (PDVSA 2010)
Dadas las reservas que de estos tipos de crudos en Venezuela se presentan en la
Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se ha establecido como reto el trabajar en
mejorar e innovar en tecnologiacuteas a nivel de exploracioacuten y explotacioacuten con la
finalidad de garantizar la mayor optimizacioacuten de los recursos proteger la
integridad del yacimiento y disminuir el impacto ambiental Entre los aspectos
maacutes importantes a tener en cuenta destaca la necesidad de contar con una
correcta caracterizacioacuten del yacimiento ya que eacutesta brinda la informacioacuten
baacutesica necesaria para definir la tecnologiacutea maacutes adecuada para el proceso de
explotacioacuten del yacimiento (Doumat 2016)
En particular para el caso de los yacimientos de crudos pesados y extra-
pesados existen diversas tecnologiacuteas para su extraccioacuten y explotacioacuten de
acuerdo a un proceso de recuperacioacuten mejorada de hidrocarburos (RMH)
dentro de las cuales destacan aquellos basados en meacutetodos teacutermicos (Ferrer
2009) Para la aplicacioacuten de estos meacutetodos en particular es necesario contar con
una evaluacioacuten de las propiedades teacutermica del yacimiento la cual usualmente
poco se ejecuta pero que resulta de gran importancia ya que permite conocer
coacutemo ocurre la transferencia de calor en el sistema dadas las dificultades
presentadas principalmente por las altas viscosidades encontradas en estos tipos
2
de crudos Es por ello que la estimacioacuten de propiedades teacutermicas del
yacimiento como difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad caloriacutefica y
conductividad teacutermica debe ser realizada previo a la seleccioacuten de la tecnologiacutea
a implementar para la extraccioacuten del crudo con la finalidad de conocer su
influencia en las propiedades de interaccioacuten roca-fluido que toman vida en el
yacimiento al implementar dichas tecnologiacuteas
Los paraacutemetros teacutermicos de los yacimientos asociados a la Empresa Mixta
Petrocarabobo a considerar en este trabajo son obtenidos de las pruebas de
laboratorio empleando las teacutecnicas de Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN) y
Calorimetriacutea estos seraacuten utilizados para evaluar su impacto en la transferencia
de calor mediante una simulacioacuten numeacuterica empleando el software Starsreg de
la empresa canadiense CMG (Computer Modelling Group) Asiacute en funcioacuten a lo
anteriormente expuesto en este estudio se plantea evaluar el efecto de las
propiedades teacutermicas sobre un sistema de yacimiento de forma discreta y
continua entendieacutendose por evaluacioacuten discreta el escenario donde cada uno
de los componentes del sistema (arena agua y crudo) son estudiados por
separado mientras que el continuo representa el sistema roca-fluido evaluado
como un solo elemento
3
CAPIacuteTULO I
EL PROBLEMA
11 Planteamiento de problema
La caracterizacioacuten de los yacimientos contempla en teacuterminos generales todos
aquellos estudios previos que se realizan para conocer las propiedades del
sistema roca-fluido a fin de optimizar los consiguientes procesos y por ende
entre otros aspectos mitigar los costos durante la explotacioacuten A nivel teacutermico
los fenoacutemenos asociados a esta caracterizacioacuten son actualmente determinados
de forma empiacuterica a condiciones ideales o por teacutecnicas que finalmente soacutelo
estiman la conductividad teacutermica de las rocas razoacuten por la cual se plantea en
este trabajo evaluar la influencia de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma
discreta y continua para un yacimiento petroliacutefero de arena no consolidada y
crudo extra-pesado asociado al Bloque Carabobo de la Faja Petroliacutefera del
Orinoco bajo una metodologiacutea experimental de tipo evaluativa a traveacutes del
simulador numeacuterico CMG Starsreg
12 Objetivos de la investigacioacuten
121 Objetivo general
Evaluar el impacto de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma discreta y
continua para un yacimiento asociado a la Faja Petroliacutefera del Orinoco a traveacutes
de simulacioacuten numeacuterica
4
122 Objetivos especiacuteficos
Recopilar la informacioacuten disponible de anaacutelisis experimentales en
propiedades teacutermicas de yacimientos de la FPO asiacute como las de
propiedades baacutesicas y de interaccioacuten roca fluidos
Construir el modelo de simulacioacuten numeacuterica para representar los
fenoacutemenos teacutermicos
Evaluar los escenarios de simulacioacuten resultantes de considerar las
variables teacutermicas de forma discreta y continua
Cotejar el impacto de los fenoacutemenos teacutermicos sobre los resultados
obtenidos en las simulaciones ejecutadas para los escenarios planteados
(discreto y continuo)
13 Justificacioacuten de la investigacioacuten
En la Faja Petroliacutefera del Orinoco los pozos estaacuten asociados a crudos pesados y
extra-pesados con viscosidades altas entre 1000 y 13000 cP aproximadamente
para el crudo vivo y viscosidades de hasta maacutes de 1000000 cP para el crudo
muerto lo cual dificulta las pruebas experimentales a nivel de laboratorio
Dadas estas condiciones es necesario estudiar las tecnologiacuteas existentes que
tienen lugar en el proceso de extraccioacuten de crudo debido a las dificultades que
se presentan al desplazar un fluido de tan alta viscosidad a traveacutes del medio
poroso que constituye el yacimiento (PDVSA 2006)
La tecnologiacutea maacutes empleada para estos tipos de crudos y que ha brindado
buenos resultados es la aplicacioacuten de meacutetodos teacutermicos con el fin de disminuir
la viscosidad del petroacuteleo para facilitar su movilidad a traveacutes del medio poroso
Es por ello que surge la necesidad de profundizar en el estudio de los
fenoacutemenos teacutermicos y asiacute garantizar la eficiencia de la aplicacioacuten de energiacuteas
5
adicionales para obtener una mayor explotacioacuten y produccioacuten que beneficie los
intereses de las compantildeiacuteas petroleras generando mayores ingresos
Entre los fenoacutemenos teacutermicos maacutes relevantes que toman lugar durante estos
procesos es importante resaltar la difusividad teacutermica la cual brinda
informacioacuten de la propagacioacuten de energiacutea a traveacutes de un medio (Cengel 2011)
el calor especiacutefico que indica la cantidad de calor necesaria a aplicar para que
un cuerpo eleve su temperatura un grado la capacidad caloriacutefica que indica la
cantidad de calor necesaria para aumentar un grado centiacutegrado la temperatura
de un volumen de sustancia determinado y por uacuteltimo la conductividad teacutermica
que muestra la capacidad de un cuerpo para conducir el calor a traveacutes de eacutel
(Cengel 2011)
Debido a que la evaluacioacuten experimental de estas propiedades teacutermicas es
compleja y costosa dentro de la industria petrolera en los uacuteltimos antildeos se ha
recurrido a ecuaciones empiacutericas como las reportadas por (Seto et al 1991) en
esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis como RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten
numeacuterica con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un
sistema en el que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y
continua para a su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y
calorimetriacutea para determinar dichas propiedades teacutermicas
14 Alcance de la investigacioacuten
Evaluar los paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma continua y discreta a traveacutes
de una simulacioacuten numeacuterica de yacimiento que permita determinar el impacto
de cada una de las variables teacutermicas sobre la dinaacutemica de los fluidos en
consideracioacuten para cada una de las condiciones indicadas continua y discreta
asiacute como establecer cuaacutel de estas dos condiciones experimentales en la
6
evaluacioacuten de los paraacutemetros teacutermicos es maacutes rentable y efectivo para el estudio
de fenoacutemenos teacutermicos difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad
caloriacutefica y conductividad teacutermica
15 Limitaciones
Como una de las principales limitaciones del trabajo se presenta el posible
vencimiento de la licencia del software de simulacioacuten de yacimientos empleado
en la investigacioacuten (Starsreg de CMG) De igual manera la disponibilidad de
paraacutemetros experimentales que aporten informacioacuten de los fenoacutemenos teacutermicos
sobre sistemas de yacimientos que permitan obtener una caracterizacioacuten maacutes
amplia de la influencia de los mismos sobre los resultados de la simulacioacuten
Ademaacutes se debe tener en consideracioacuten los siguientes aspectos
Los datos de las propiedades se obtienen de pruebas de laboratorio para
crudo extra-pesados de la FPO
Los datos utilizados corresponden a resultados de experimentos a
saturacioacuten de agua irreducible (Swirr) 85 sin presencia de gas en el
sistema
Los modelos existentes en los simuladores representan correlaciones
desarrolladas con petroacuteleo convencional mientras que en este estudio se
utiliza petroacuteleo extra-pesado Tanto en las ecuaciones de mezclas de las
fases liquida y gaseosa como en la dependencia con temperatura de las
propiedades teacutermicas
La evaluacioacuten del comportamiento integral implica asignacioacuten de la
propiedad igual para todas las fases presentes mientras que la discreta
especifica los valores individuales
7
Se realiza una verificacioacuten del efecto de la variacioacuten de las propiedades
teacutermica en el comportamiento transitorio de la temperatura y la diferencia
al considerar los enfoques discreto e integral
El estudio no pretende ser riguroso ni presentar el estado del arte de las
propiedades teacutermicas involucradas en el flujo de fluidos
No se estudia el efecto de la temperatura en las curvas de permeabilidad
relativa
8
CAPIacuteTULO II MARCO TEOacuteRICO
MARCO TEOacuteRICO
21 Antecedentes de la investigacioacuten
Anand et al (1973) ldquoPredicting Thermal Conductivities of formations From
Other Know Propertiesrdquo
Obtuvieron correlaciones para la estimacioacuten de la conductividad teacutermica de
areniscas saturadas de liacutequido con un conocimiento de la conductividad de la
arenisca seca y de las propiedades del fluido que la satura
La conductividad teacutermica de la roca seca ha mostrado ser funcioacuten de la
densidad el espacio poral el tamantildeo y tipo de grano cementacioacuten y
composicioacuten mineral La conductividad teacutermica de materiales que tienen
estructura cristalina como el cuarzo decrece con el incremento de temperatura
Zierfuss y Van der Vliet realizaron estudios para arenas consolidadas donde
establecieron que la conductividad teacutermica aumentaba si la permeabilidad y la
porosidad aumentaba
Guiados por la correlacioacuten de Tikhomirov (para rocas secas) se obtuvieron una
familia de curvas descritas por la ecuacioacuten de Somerton (para las areniscas
saturadas) que toma en cuenta la variacioacuten de la temperatura Los cambios de
fase afectan la conductividad pero esto es un efecto de la saturacioacuten del fluido
en lugar de un efecto de temperatura en siacute
La compresioacuten es una fuerza opuesta a la presioacuten de poro si la presioacuten de poro
disminuye entonces gobernara la compresioacuten y aumentara la conductividad
teacutermica porque causara mayor contacto La presioacuten de poro puede estar
asociada al comportamiento del fluidos contenido en los poros y la reduccioacuten
de la presioacuten de poro puede deberse a la vaporizacioacuten de alguno de los fluidos y
9
esto puede causar la reduccioacuten de la conductividad teacutermica sin embargo esto
se atribuye a un efecto de saturacioacuten y no de presioacuten de poro en siacute
Somerton et al (1974) ldquoThermal Behavior of Uncosolidated Oil Sandsrdquo
La conductividad teacutermica de las arenas petroliacuteferas no consolidadas han sido
medidas y correlacionadas con otras propiedades fiacutesicas del sistema roca-fluido
donde se ha determinado que el fluido mojante tiene un efecto dominante en el
valor de la conductividad y ademaacutes el soacutelido con mayor porcentaje en la
composicioacuten de la roca
Explica que para las arenas consolidadas la conductividad teacutermica de la arena
saturada con salmuera es de 2 a 3 veces mayor que la conductividad teacutermica de
la arena seca Mientras que para las arenas no consolidadas las arenas saturas de
salmuera son de 6 a 8 veces la conductividad teacutermica de la arena seca
Los efectos de la variacioacuten de la temperatura en la conductividad teacutermica para
las arenas no consolidadas son relativamente pequentildeos y pueden ser evaluados
con una simple ecuacioacuten lineal igualmente los efectos de la variacioacuten de la
presioacuten La conductividad teacutermica de la roca seca es baja por el contacto entre
granos la fase mojante aumenta la conexioacuten y asiacute aumenta la conductividad
En las arenas es importante tambieacuten el efecto de la porosidad y la conductividad
de los soacutelidos aunque presenta menor importancia la conductividad tambieacuten es
afectada por el tamantildeo de granos forma y distribucioacuten permeabilidad y
resistividad eleacutectrica son los factores maacutes relacionados la conductividad
teacutermica pero solo en cuanto a otras propiedades como el tamantildeo de los poros
la forma y la tortuosidad que a su vez se relacionan con la conductividad
teacutermica
Desarrollaron un modelo matemaacutetico para predecir que la conductividad de
algunas rocas saturadas incrementa casi linealmente con el aumento de la fase
mojante y hay una gran disminucioacuten de la conductividad entre la saturacioacuten de
10
agua connata y el 100 por ciento de la saturacioacuten del fluido no mojante Chu
antildeadioacute el teacutermino de saturacioacuten en la ecuacioacuten
Maiquiza (2008) ldquoEstudio de recuperacioacuten mejorada de petroleo por
inyeccion de agua caliente en un yacimiento de crudos pesados de un campo
del oriente ecuatorianordquo
Se presenta el meacutetodo de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo por inyeccioacuten de
agua caliente ademaacutes incluye las propiedades teacutermica de las rocas y de los
fluidos y sus respectivas ecuaciones
Los mecanismos de recuperacioacuten de petroacuteleo en un yacimiento de crudos
pesados por inyeccioacuten de agua caliente se debe al mejoramiento de la movilidad
del petroacuteleo como resultado de la reduccioacuten de su viscosidad debido al
incremento de la temperatura durante el anaacutelisis del proyecto consiguioacute
mejorar la relacioacuten de movilidad de 7457 a la temperatura inicial del
yacimiento de 200ordmF a un valor de 3831 a una temperatura de 328ordmF Los
mecanismos de recuperacioacuten del crudo durante los procesos de recuperacioacuten
mejorada dependen de las propiedades que tenga el crudo es decir si se trata de
un crudo liviano pesado o extra-pesado Al mejorar la relacioacuten de movilidad
con la inyeccioacuten de agua caliente se consigue mejorar la eficiencia de
desplazamiento de 0512 a 0542 Un proceso de inyeccioacuten de agua caliente se
debe aplicar en yacimientos donde la viscosidad sea relativamente alta mayor a
50 Cp
Al realizar una comparacioacuten entre el modelo de inyeccioacuten convencional de agua
y la inyeccioacuten de agua caliente la eficiencia en la recuperacioacuten de petroacuteleo es un
poco menor del doble en la inyeccioacuten de agua caliente
Bricentildeo (2015) ldquoTransferencia de calor en los yacimientos petroleros y sus
ecuaciones de estadordquo
11
Las consideraciones generales para estudiar la transferencia de calor mediante
procesos teacutermicos son presioacuten porosidad espesor de la arena movilidad del
petroacuteleo Las propiedades teacutermicas maacutes importantes de los fluidos desde el
punto de vista teacutermico viscosidad densidad calor especiacutefico conductividad
teacutermica conductividad teacutermica de liacutequidos y gases conductividad teacutermica de
rocas capacidad caloriacutefica de rocas saturadas Trata la transferencia de calor
mediante la utilizacioacuten de calentadores de fondo (inyeccioacuten de fluidos calientes
y combustioacuten in situ) y los mecanismos de transferencia de calor en la
formacioacuten conduccioacuten y conveccioacuten
Doumat (2016) ldquoEvaluacioacuten de las propiedades teacutermicas del yacimiento no
consolidado campo Petrocarabobo de la Faja Petroliacutefera del Orinocordquo
El objetivo de este trabajo fue evaluar las propiedades teacutermicas del yacimiento
petroliacutefero no consolidado asociado del Campo Petrocarabobo de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco considerando las teacutecnicas de RMN y calorimetriacutea a fin
estudiar el comportamiento de la transferencia de calor en este yacimiento Se
realizoacute una comparacioacuten de los resultados obtenidos en un rango de temperatura
entre 50 y 200degC para el sistema de yacimiento con fluidos y para el sistema de
yacimiento sin fluidos evaluando la difusividad teacutermica el calor especiacutefico la
capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica
22 Bases teoacutericas
En las bases teoacutericas se describen principios definiciones y suposiciones que
sirven de soporte para evaluar la influencia de las propiedades teacutermicas
involucradas en el flujo de fluidos en el yacimiento mediante la transferencia de
masa (flujo de fluidos) y energiacutea al sistema (conduccioacuten de calor)
12
221 Yacimiento
Un yacimiento puede ser definido como una unidad geoloacutegica de volumen
limitado porosa y permeable capaz de contener hidrocarburos liacutequidos yo
gaseosos a traveacutes de la cual estos fluidos pueden desplazarse para ser
recuperados bajo presiones existentes o aplicadas externamente Estaacute
constituido por dos elementos fundamentales el medio recipiente y los fluidos
almacenados en ese medio Implica la correlacioacuten de dos aspectos baacutesicos para
la industria petrolera las consideraciones geoloacutegicas y las propiedades de los
fluidos contenidos en el yacimiento (Escobar 2004)
2211 Yacimientos consolidados
Son aquellos que por lo general tienen mayor cantidad de material cementante
que permite que el nivel de cohesioacuten entre los granos sea elevado es decir que
los granos esteacuten fuertemente compactados sumado al efecto de soterramiento
(Araujo 2004)
2212 Yacimientos no consolidados
Son aquellos que suelen tener poco material de matriz (material de
cementacioacuten) que mantenga unido los granos de arena y por lo general tambieacuten
se conoce con el nombre de arenas poco consolidadas constituidas por
formaciones terciarias joacutevenes (Araujo 2004)
222 Fluidos contenidos en los yacimientos
Las rocas de yacimiento contienen agua de formacioacuten petroacuteleo y gas siendo
los dos uacuteltimos fluidos compuestos orgaacutenicos (Carbono e Hidroacutegeno)
normalmente denominados hidrocarburos (Araujo 2004)
2221 Agua de formacioacuten
Es agua salada atrapada en los intersticios de los sedimentos de un yacimiento
durante su deposicioacuten Tambieacuten se conoce como agua intersticial o agua
connata El agua de formacioacuten resulta ser de 3 a 4 veces maacutes salina que el agua
de mar y contiene en promedio 35 en peso o 35000 ppm de Cloruro de
13
Sodio (NaCl) Entre los iones predominantes en las sales disueltas presentes en
las aguas de formacioacuten se encuentran Na+ K
+ Mg
++ Ca
++ Ba
++ Li
+ Cl
ndash
NO3ndash CO3
= HCO3
ndash y SO4
= (Araujo 2004)
2222 Hidrocarburos (Crudo)
Los hidrocarburos son compuestos formados por cadenas lineales o ramificadas
de carbonos unidas por enlaces de hidroacutegeno De acuerdo a las condiciones de
presioacuten y temperatura del yacimiento los hidrocarburos pueden encontrarse en
estado liacutequido o gaseoso Ademaacutes en el medio poroso de la roca el crudo
puede estar acompantildeado por trazas de oxiacutegeno nitroacutegeno azufre y ciertos
metales como el vanadio hierro niacutequel cobre entre otros (Bear 1972) Eacutestos
se clasifican en livianos medianos pesados y extra-pesados seguacuten sus dos
propiedades maacutes relevantes (densidad y gravedad degAPI) como se muestra en la
Tabla 21 (Araujo 2014)
Tabla 21 Gravedad API de los Hidrocarburos
Crudo Densidad
(gcm3)
degAPI
Extra-pesado gt 1 lt10
Pesado 10 - 092 1000 - 2230
Mediano 092 - 087 2230 - 3110
Ligero 087 - 083 3110 - 3900
Suacuteper Ligero lt 083 gt39
Fuente Araujo (2004)
223 Grados API
Es una escala de medicioacuten utilizada para hidrocarburos basaacutendose en su peso
especiacutefico es decir con relacioacuten al agua con la cual se define la calidad del
crudo (liviano mediano pesado extra-pesado) (PDVSA 2010)
224 Crudos Extra-pesados
El teacutermino se refiere a todo tipo de crudo cuya densidad medida en Gravedad
API es menor que 10degAPI es maacutes pesado que el agua y su viscosidad libre de
14
gas estaacute por debajo de los 10000 cP a temperatura de yacimiento y a presioacuten
atmosfeacuterica Posee ademaacutes un contenido aproximado de azufre de 35 y un
contenido de metales de aproximadamente 488 ppm (V Ni entre otros)
Debido a estas caracteriacutesticas el crudo extra-pesado tiene problemas de
movilidad tanto en el yacimiento como en la superficie
Tanto los crudos pesados como los extra-pesados se caracterizan entre otras
cosas por contener una elevada porcioacuten de fracciones de hidrocarburos de alto
peso molecular y tener un mayor contenido de heteroaacutetomos indeseables (S N
O entre otros)
En el oriente de Venezuela se encuentran las mayores reservas de este tipo de
crudo en el mundo depoacutesito conocido actualmente como Faja Petroliacutefera del
Orinoco En dicho depoacutesito las propiedades y calidades de los fluidos variacutean
considerablemente de norte a sur pudieacutendose encontrar hacia el norte crudos
pesados de unos 17degAPI y al sur crudos extra-pesados de hasta 4degAPI (Fiorillo
1987)
225 Recuperacioacuten Teacutermica
Proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las
acumulaciones subterraacuteneas (yacimiento) de compuestos orgaacutenicos con el
propoacutesito de producir hidrocarburos a traveacutes de los pozos
En el caso de petroacuteleos viscosos se utiliza calor para mejorar la eficiencia de
desplazamiento y su nivel de extraccioacuten La reduccioacuten de la viscosidad del
petroacuteleo que acompantildea al incremento de temperatura permite no solo que el
petroacuteleo fluya maacutes faacutecilmente sino tambieacuten resulta en una relacioacuten de movilidad
maacutes favorable durante te desplazamiento de petroacuteleo con agua (Bricentildeo 2015)
La figura 21 representa un ejemplo graacutefico de la viscosidad que puede
presentar un crudo en el yacimiento y la que adquiririacutea posteriormente al aplicar
15
alguacuten proceso teacutermico que le agregue un diferencial de temperatura extra al
yacimiento
Figura 21 Viscosidad del crudo vs Temperatura Fuente Puerta (2015)
Los beneficios obtenidos con los meacutetodos teacutermicos son la reduccioacuten de la
saturacioacuten del crudo residual a consecuencia de la expansioacuten teacutermica aumento
de la eficiencia areal por efecto de la mejora en la razoacuten movilidad destilacioacuten
con vapor y craqueo teacutermico
2251 Clasificacioacuten de los procesos de recuperacioacuten teacutermica
Los procesos teacutermicos de extraccioacuten utilizados hasta el presente se clasifican en
dos tipos aquellos que implican la inyeccioacuten de un fluido caliente en el
yacimiento y los que utilizan la generacioacuten de calor en el propio yacimiento A
estos uacuteltimos se les conoce como ldquoProcesos In Siturdquo entre los cuales cabe
mencionar el proceso de Combustioacuten In Situ Tambieacuten se pueden clasificar
como Desplazamientos Teacutermicos o Tratamientos de Estimulacioacuten Teacutermica
(Bricentildeo 2015)
22511 Inyeccioacuten de fluidos calientes
Los procesos de inyeccioacuten de fluidos calientes envuelven la inyeccioacuten de
fluidos previamente calentados en yacimientos relativamente friacuteos La variedad
de fluidos incluyen los maacutes comunes como el agua (tanto liacutequida como en
forma de vapor) y el aire hasta otros gases de combustioacuten y solventes (Bricentildeo
2015)
16
22512 Recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua caliente
La inyeccioacuten de agua caliente es un proceso teacutermico de desplazamiento es
probablemente el proceso teacutermico de recuperacioacuten maacutes simple y seguro En
algunos casos dependiendo de las caracteriacutesticas del yacimiento puede ser el
maacutes econoacutemico y ventajoso el proceso consiste en inyectar agua caliente a
traveacutes de un cierto nuacutemero de pozos y producir el petroacuteleo por otros Los pozos
de inyeccioacuten y produccioacuten se perforan en arreglos tal como en los procesos de
inyeccioacuten convencional de agua (waterflooding) o la inyeccioacuten continua de
vapor
La inyeccioacuten de agua caliente involucra el flujo de dos fases agua y petroacuteleo
En este sentido los elementos de la inyeccioacuten de agua caliente son
relativamente faacuteciles de describir ya que se trata baacutesicamente de un proceso de
desplazamiento en el cual el petroacuteleo es desplazado inmisciblemente tanto por
agua caliente como friacutea Se aplican a crudos relativamente viscosos
permitiendo asiacute mejorar las condiciones de desplazamiento desde yacimiento
hasta la superficie (Bricentildeo 2015)
Figura 22 Inyecciones de agua caliente Fuente Bricentildeo (2015)
226 Propiedades petrofiacutesicas de la roca
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la roca de yacimiento incluyen la permeabilidad y
la porosidad las cuales indican el comportamiento que puede describir la roca
al interactuar con los fluidos de yacimientos (Araujo 2004)
17
2261 Porosidad (120601)
La porosidad es una medida del espacio vaciacuteo existente entre granos dentro de
la roca expresada como una fraccioacuten (o porcentaje) del volumen total de la roca
Representa el porcentaje del volumen total de la roca que estaacute constituido por el
espacio poroso en la Tabla 22 se reportan algunos valores de porosidad de los
minerales que conforman los sistemas de yacimientos (Araujo 2004)
Tabla 22 Porosidad de los minerales de yacimientos
Material Porosidad
()
Arena 25 - 50
Limo 25 - 50
Arcilla 40 - 70
Basalto Fracturado 5 - 50
Dolomita 0 - 20
Roca Cristalizada Fracturada 0 - 10
Roca Cristalina Densa 0 - 5
Fuente Araujo (2004)
Los yacimientos con baja porosidad tienden a no ser explotables desde el punto
de vista econoacutemico siendo valores comunes de porosidad para formaciones
consolidadas entre 10 y 25 llegando hasta 50 o maacutes en arenas no
consolidadas (Araujo 2004)
2262 Permeabilidad (K)
La permeabilidad de un medio poroso es la habilidad que presenta eacuteste para
dejar pasar un fluido a traveacutes de sus poros interconectados yo red de fracturas
es decir es una caracteriacutestica de la roca Como la permeabilidad depende de la
continuidad de los poros no existe en teoriacutea una uacutenica relacioacuten entre la
porosidad absoluta de una roca y su permeabilidad (Araujo 2004)
2263 Saturacioacuten del fluido
Fraccioacuten del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes
(Araujo 2004) Se identifica Sw como saturacioacuten de agua y So saturacioacuten de
petroacuteleo
18
2264 Tapoacuten
Es una muestra de un nuacutecleo de arena no consolidada que es tomada de la
formacioacuten rocosa y que tiene forma similar a un cilindro empacada de tal
manera facilitando asiacute su manipulacioacuten y permitiendo el anaacutelisis experimental
de la misma (Araujo 2004)
227 Propiedades teacutermicas en los yacimientos
Las propiedades teacutermicas son de gran importancia debido a que son una parte
fundamental en el estudio de transporte de energiacutea en forma de calor en
sistemas roca-fluidos aplicado en la prediccioacuten de la explotacioacuten de
yacimientos petroliacuteferos Las propiedades maacutes importantes son las que se
describen a continuacioacuten
2271 Calor especiacutefico (Ce)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a una unidad por masa para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de correlaciones
o encontrarse tabulada Chevertenkov et al (2013) Su unidad de medida es
energiacutea en forma de calor entre unidad de masa por temperatura en escala de
laboratorio las unidades son JKg degC Se calcula con la siguiente ecuacioacuten
119862119890 = ((119872119907119888lowast119862119890119907119888)+(119872119905lowast119862119890119905lowast119879119894119905)))
119872119904lowast(119879119904minus119879119890) (Ec1)
Donde
Ce calor especiacutefico (JKg degC) Mvc masa del vaso calorimeacutetrico (Kg) Cevc
calor especiacutefico del vaso calorimeacutetrico (JKg degC) Mt masa del termoacutemetro
(Kg) Cet calor especiacutefico del termoacutemetro (JKg degC) Te temperatura (degC) y Ts
temperatura del soacutelido (degC)
2272 Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cv)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a la unidad de volumen para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de
correlaciones o encontrarse tabulada (Maiquiza 2008) Su unidad de medida es
19
energiacutea en forma de calor entre unidad de volumen por temperatura en escala
de laboratorio las unidades son (Jcm3degC) Su expresioacuten matemaacutetica
119862119907 = 120588 lowast 119862119890 (Ec2)
Donde
Cv capacidad caloriacutefica (Jcm3degC) ρ densidad (Kgcm3) Ce Calor especiacutefico
(JKg degC)
2273 Difusividad teacutermica (120630)
Esta determina la velocidad con la que se desplaza un frente de temperatura a
traveacutes del medio Chevertenkov et al (2013) Su unidad es medida es de aacuterea
entre tiempo a escala de laboratorio Las unidades son (m2s) Para obtener su
valor se emplea la siguiente ecuacioacuten
120572 = 119896
120588119862119890 (Ec3)
Donde
120572 difusividad teacutermica del material (m2s) K conductividad teacutermica
(JcmmindegC) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg
degC)
2274 Conductividad teacutermica (K)
Es una propiedad del material que indica la cantidad de calor transferida por
unidad de tiempo a traveacutes del material por unidad de aacuterea transversal normal un
gradiente unitario de temperatura bajo condiciones de estado estacionario y en
la ausencia de cualquier movimiento de fluido o partiacuteculas En general la
conductividad teacutermica de cualquier material variacutea con la presioacuten y la
temperatura En muchos caacutelculos de ingenieriacutea de yacimientos los valores
promedio sobre las condiciones esperadas son adecuados a menos que exista
un cambio de fase Prats (1987) Su unidad de medida es energiacutea en forma de
calor entre unidad de longitud por unidad de tiempo por temperatura en escala
20
de laboratorio las unidades son (JcmmindegC) Se calcula mediante la siguiente
operacioacuten
119870 = 120572 lowast 120588 lowast 119862119890 (Ec4)
Donde
K conductividad teacutermica (JcmmindegC) 120572 difusividad teacutermica del material
(m2s) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg degC)
22741 Conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se obtiene mediante una relacioacuten propuesta por Cragoe (ecuacioacuten 5) para
fracciones de petroacuteleos y mezclas de hidrocarburos en general
119870119900 =00677(1minus0000(119879minus32))
radicγo (Ec5)
Donde Ko conductividad teacutermica (BTUhrmiddotpiemiddotdegF) T temperatura (degF) γo
gravedad especiacutefica del petroacuteleo Posteriormente llevado a las unidades de labo-
ratorio
22742 Conductividad teacutermica del agua
Se obtiene a partir de una interpolacioacuten con los valores reportados en una
tabla en la paacutegina web de la faculta de ingenieriacutea de la Universidad de
Buenos Aires
21
Tabla 23 Valores de conductividad teacutermica del agua
228 Calorimetriacutea
La calorimetriacutea se basa en la medicioacuten del calor a traveacutes del principio en que
dos sustancias que inicialmente estaacuten a diferentes temperaturas buscaraacuten
estabilizarse teacutermicamente sin cambiar de fase o composicioacuten transfiriendo
calor dentro del sistema hasta alcanzar una temperatura de equilibrio esta se
puede realizar a traveacutes de un recipiente adiabaacutetico donde la energiacutea no puede
atravesar el sistema aunque este tipo de sistemas no existen en la realidad lo
maacutes parecido es un termo Un caloriacutemetro es una especie de olla con tapa
conserva bien el friacuteo y el calor (Fourty 2013)
Se usa la medicioacuten del calor para evaluar el calor especiacutefico (a traveacutes de la
ecuacioacuten 1) y una vez obtenido el calor especiacutefico a traveacutes de la calorimetriacutea se
puede determinar la capacidad caloriacutefica (mediante la ecuacioacuten 2) de una
sustancia soacutelida o liacutequida
229 Transferencia de calor
Es un proceso por el que se intercambia energiacutea en forma de calor entre
distintos cuerpos o entre diferentes partes de un mismo cuerpo que estaacuten a
distinta temperatura y fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a
regiones de bajas temperaturas El calor se transfiere mediante conveccioacuten
22
radiacioacuten o conduccioacuten Aunque estos tres procesos pueden tener lugar
simultaacuteneamente puede ocurrir que uno de los mecanismos predomine sobre
los otros dos (Bricentildeo 2015)
2291 Meacutetodos de transferencia de calor
Por definicioacuten calor es la energiacutea que se transfiere como resultado de una
diferencia o gradiente de temperatura Matemaacuteticamente es una cantidad
vectorial que fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a regiones de
bajas temperaturas (Maiquiza 2008) Los mecanismos baacutesicos de transferencia
de calor son
22911 Conduccioacuten
Es la transferencia de calor de una parte de un cuerpo a alta temperatura a otra
parte del mismo a menor temperatura o de un cuerpo a alta temperatura a otro
cuerpo a menor temperatura en contacto fiacutesico con eacutel La ley fiacutesica que
describe el calor por conduccioacuten se conoce como la primera Ley de Fourier
propuesta en 1822 (Bricentildeo 2015)
22912 Radiacioacuten
Es el proceso por el cual el calor es transferido por ondas electromagneacuteticas
(Bricentildeo 2015)
22913 Conveccioacuten
La transferencia de energiacutea en forma de calor se da desde una superficie hacia
un fluido (gas o liacutequido) en movimiento o del fluido en movimiento hacia la
superficie en contacto con eacutel o de una parte de fluido en movimiento a mayor
temperatura hacia otra parte del mismo fluido a menor temperatura Si el
movimiento del fluido se debe a la aplicacioacuten de alguna fuerza (bomba
abanico etc) se dice que existe conveccioacuten forzada Si el fluido se mueve por
diferencia de densidades debido a diferencias de temperaturas se dice que hay
conveccioacuten libre (Maiquiza 2008) Ejemplo flujo de agua caliente vapor que
condensa en direccioacuten del flujo
23
2210 Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN)
La RMN se basa en la respuesta de los nuacutecleos de hidroacutegeno cuando son
expuestos a un campo magneacutetico de alta homogeneidad Su principio fiacutesico
consta de un nuacutecleo de un elemento cuando es colocado bajo el efecto de un
campo magneacutetico este se puede alinear en la misma direccioacuten del campo o en
contra de eacutel diferenciaacutendose dos estados de energiacutea en donde el nivel de baja
energiacutea tambieacuten es denominado estado de equilibrio Debido a que la diferencia
entre ambos estados de equilibrio es muy pequentildea ciertas perturbaciones hacen
que los aacutetomos cambien faacutecilmente de un estado de energiacutea a otro (se crea una
situacioacuten de resonancia) emitiendo cierta cantidad de radiacioacuten en este proceso
siendo estas ondas lo que se capta en una herramienta de RMN lo cual
constituye el principio fiacutesico de su funcionamiento
El nuacutecleo de hidroacutegeno se puede considerar como una barra imantada cuyo eje
magneacutetico estaacute alineado con el eje del momento rotacional del nuacutecleo Cuando
no existe la influencia de ninguacuten campo magneacutetico los nuacutecleos estaacuten alineados
al azar El hidroacutegeno posee momento magneacutetico y es un elemento abundante
en los fluidos contenidos en el espacio poroso de las rocas Las herramientas de
RMN desarrolladas hasta ahora para la evaluacioacuten de formaciones son aplicadas
a la manipulacioacuten de nuacutecleos de hidroacutegeno el cual posee un solo protoacuten Grillo
et al (2014)
2211 Simulacioacuten de yacimientos
La simulacioacuten de yacimientos es una ciencia que combina la fiacutesica la
matemaacutetica la geologiacutea la ingenieriacutea de yacimientos y programacioacuten de
computadores para desarrollar herramientas que pronostiquen el
comportamiento de los yacimientos de hidrocarburos bajo diferentes
condiciones de operacioacuten (Sepuacutelveda 2005)
Esta ciencia es indispensable para obtener predicciones aproximadas del
desarrollo de un yacimiento Dicha necesidad nace del hecho que un proyecto
de recuperacioacuten de un campo de hidrocarburos involucra una inversioacuten de
24
cientos de millones de doacutelares y presenta varios riesgos que estaacuten asociados con
el desarrollo seleccionado y por tanto se precisa la evaluacioacuten y minimizacioacuten
de dichos riesgos Los factores que contribuyen al riesgo incluyen
Complejidad del yacimiento debido a las propiedades de
heterogeneidad y anisotropiacutea de las rocas
Variaciones regionales del flujo de fluidos y caracteriacutesticas de las
curvas de permeabilidades relativas
Complejidad del mecanismo de recobro de hidrocarburos
Aplicabilidad de otros meacutetodos predictivos limitados e inapropiados
22111 Etapas para la simulacioacuten de yacimientos
Para la creacioacuten de un modelo de simulacioacuten de yacimientos que permita
predecir el comportamiento del flujo de fluidos en el medio poroso se requiere
generar una representacioacuten del yacimiento a partir de datos geoloacutegicos
geofiacutesicos y de ingenieriacutea para crear el modelo estaacutetico Posteriormente integrar
esta informacioacuten geoloacutegica con la descripcioacuten de comportamiento
termodinaacutemico de los fluidos para estimar los voluacutemenes en sitio y finalmente
lograr aproximar el comportamiento del yacimiento a traveacutes de un modelo
dinaacutemico que permita evaluar distintos escenarios de explotacioacuten de las
reservas del yacimiento
En el modelo estaacutetico estaacute conformado por diversos sub-modelos los cuales se
trabajan por separado y luego se uniraacuten para formarlo
Modelo estructural este describe la geometriacutea del yacimiento como
fallas discontinuidad en las capas liacutemites del yacimiento
Modelo sedimentoloacutegico y estratigraacutefico caracteriacutesticas de la formacioacuten
productora liacutemites del yacimiento caracteriacutesticas del acuiacutefero ambiente
sedimentario predominante
25
Modelo petrofiacutesico contiene los datos de porosidad permeabilidad
volumen de arcilla saturacioacuten irreducible de agua y saturacioacuten de agua
movible (Sepuacutelveda 2005)
Modelo geomecaacutenico constituye una recoleccioacuten de los datos
necesarios para efectuar predicciones cuantitativas y cualitativas del
comportamiento esfuerzo-deformacioacuten de la roca yacimiento Estos
datos incluyen los esfuerzos presentes en el subsuelo la presioacuten de poro
las propiedades elaacutesticas la resistencia y la estructura de las rocas y
datos numeacutericos tales como la presencia de un intenso fracturamiento
natural (Cook 2016)
El modelo dinaacutemico se encarga de estudiar la hidraacuteulica de los fluidos
dentro del medio poroso el comportamiento de las presiones la
produccioacuten y el efecto de cada una de las variables involucradas en el
proceso permitiendo identificar el mejor escenario para la produccioacuten
eficiente del yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
Primero se identifican las condiciones iniciales y de frontera del modelo de
simulacioacuten luego se realiza una inicializacioacuten para reproducir las condiciones
originales de los fluidos presentes en el yacimiento posteriormente se ejecuta el
ajuste histoacuterico esto para comprobar la calidad del modelo una vez realizado
esto se puede llevar a cabo las respectivas predicciones del comportamiento del
modelo en el futuro (Sepuacutelveda 2005)
22112 Mecanismos de desplazamiento
Para obtener una descripcioacuten fiacutesica del yacimiento real es necesario conocer el
mecanismo de desplazamiento predominante (compresibilidad de la roca
liberacioacuten de gas en solucioacuten segregacioacuten de gas gravitacional empuje por
capa de gas y empuje hidraacuteulico) de acuerdo a esto el modelo debe representar
esta caiacuteda de presioacuten en el yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
26
22113 Propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades petrofiacutesicas se determinan en el laboratorio con pequentildeos
nuacutecleos obtenidos del yacimiento estas deben ser representativas del
yacimiento Para asegurar una mayor precisioacuten en estos datos se puede obtener
informacioacuten complementaria de estas propiedades Dicha informacioacuten la
proporcionan los registros geofiacutesicos y los anaacutelisis de prueba de presioacuten
Ademaacutes existen correlaciones numeacutericas para la obtencioacuten de estas
propiedades y pueden ser de utilidad en cuando no se tengan datos disponibles
(Sepuacutelveda 2005)
Los datos petrofiacutesicos que se necesitan para efectuar una simulacioacuten son
Porosidades
Permeabilidades
Saturaciones de agua petroacuteleo y gas
Presioacuten capilar entre diferentes interfaces
Permeabilidad relativa al agua petroacuteleo y al gas
Compresibilidad de la formacioacuten
22114 Propiedades PVT de los fluidos
Las propiedades de los fluidos son tambieacuten obtenidas en el laboratorio por
medio de muestras obtenidas de los pozos Para poder lograr una descripcioacuten
termodinaacutemica aceptable deben de realizarse tomas de muestras vaacutelidas y
representativas del fluido de yacimiento posteriormente someter las muestras a
condiciones de presioacuten volumen y temperatura que imiten las condiciones del
subsuelo para reproducir el comportamiento de los fluidos que permitan realizar
pronoacutesticos de produccioacuten durante la simulacioacuten numeacuterica (Sepuacutelveda 2005)
Las propiedades de los fluidos que generalmente se requieren en un trabajo de
simulacioacuten son
Factores de volumen del agua del petroacuteleo y del gas (Bw Bo Bg)
27
Relacioacuten de solubilidad del gas en el petroacuteleo y en el agua (Rso Rsw)
Viscosidades del agua del petroacuteleo y del gas (μw μo μg)
Compresibilidad del agua del petroacuteleo y del gas (Cw Co Cg)
Comportamiento de fases
Presioacuten de saturacioacuten
22115 Datos de produccioacuten
Cuando se trata de hacer un ajuste del modelo con la historia del yacimiento se
requieren conocer el meacutetodo de produccioacuten y la declinacioacuten de la presioacuten Estos
datos de produccioacuten que se necesitan para cada pozo se pueden desglosar en
los siguientes puntos
Flujo de petroacuteleo vs Tiempo
Flujo de gas vs Tiempo
Flujo de agua vs Tiempo
Presiones vs Tiempo
Ademaacutes es preciso contar con los iacutendices de productividad y si es el caso con
los iacutendices de inyeccioacuten de los pozos que integran el yacimiento En la praacutectica
generalmente se cuenta con un registro completo de la tasa de produccioacuten de
petroacuteleo de cada pozo pero no pasa lo mismo con los datos de produccioacuten de
gas y de agua cuya informacioacuten la mayoriacutea de las veces es limitada Por ello se
necesita que con los datos disponibles se elabore una graacutefica como la que se
presenta en la Figura 23 que permita interpolando obtener una informacioacuten
maacutes completa
28
Figura 23 Graacutefica tasas de fluidos en funcioacuten del tiempo (Sepuacutelveda 2005)
22116 Simulador de recuperacioacuten teacutermica
Este tipo de modelo se utiliza para simular el comportamiento de los
yacimientos sujetos a alguacuten proceso de recuperacioacuten mejorada por medio de
meacutetodos teacutermicos cuyo objetivo principal es proporcionar energiacutea caloriacutefica al
petroacuteleo con el fin de disminuir su viscosidad y de esta forma facilitar su flujo
hacia los pozos productores Este tipo de meacutetodos puede clasificarse en
Inyeccioacuten de fluidos calientes que pueden ser agua caliente o vapor
Combustioacuten en sitio
Calentamiento electromagneacutetico
Los simuladores que se emplean para este tipo de procesos son complejos
pues requieren el uso de correlaciones que describan las propiedades PVT de
los fluidos para n-componentes como funcioacuten de la presioacuten de la temperatura y
de la composicioacuten (Sepuacutelveda 2005)
22117 Descripcioacuten de la herramienta de simulacioacuten numeacuterica
Por sus siglas en ingleacutes ldquoComputer Modelling Grouprdquo (CMG) es una empresa
de simulacioacuten de yacimientos canadiense la cual cuenta con diferentes
softwares para la simulacioacuten de diferentes tipos de yacimientos
221171 BUILDERreg
Es el pre-procesador en 2D y 3D estaacute basada en MS-Windows que puede ser
usada para crear los datos de entrada dat (aset) para los simuladores los cuales
29
son IMEXreg GEMreg y STARSreg soportados por Builder Este cubre todas las
aacutereas de los datos de entrada en una interfaz sencilla para el usuario
incluyendo crear e importar celdas y propiedades de celda localizando pozos
importando los datos de produccioacuten o creando modelos de fluidos propiedades
roca-fluidos y condiciones iniciales A continuacioacuten se describe el empleado en
este trabajo
221172 STARSreg
Por sus siglas en ingleacutes ldquoSteam Thermal and Advanced Proceses Reservoir
Simulatorrdquo es el simulador pseudocomposicional utiliza valores-k teacutermico e
isoteacutermico quiacutemico y geomecaacutenico usados para analizar yacimientos
estimulados por quiacutemicos e ideal para modelar procesos de recuperacioacuten
avanzada que implica la inyeccioacuten de vapor solventes aire y quiacutemicos Su
cineacutetica de reaccioacuten robusta y capacidades geomecaacutenicas lo hacen el simulador
de yacimientos maacutes completo y flexible disponible en el mercado para modelar
los procesos de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo y gas
221173 RESULTSreg
Es un post-procesador donde se permite la visualizacioacuten y animacioacuten de los
resultados en 2D y 3D como graacuteficos y videos (CMG 2015)
2212 Sistema integral
Es aquel sistemas donde el valor de conductividad fue obtenido al estudiar un
tapoacuten saturado de fluidos (agua a saturacioacuten de agua residual y el resto del vo-
lumen poroso ocupado por petroacuteleo) es decir representa el sistema roca-fluido
evaluado como un elemento
2213 Sistema discreto
El escenario donde cada uno de los componentes del sistema (arena agua y
crudo) son estudiados por separado para obtener el valor de conductividad teacuter-
mica de cada elemento
30
2214 Modelo integral
Es aquel modelo que se genera en el simulador al introducir un uacutenico y mismo
valor de conductividad teacutermica para cada uno de los elementos presentes (flui-
dos y roca) Es decir la conductividades teacutermicas son iguales (Kr = Ko = Kw) y
es el valor obtenido del sistema integral
2215 Modelo discreto
Es aquel modelo que en el que se asigna el respectivo valor de conductividad
teacutermica a cada fase o elemento presente
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos
De los cuatro paraacutemetros teacutermicos propuesto para estudiar (calor
especiacutefico capacidad caloriacutefica volumeacutetrica difusividad teacutermica y
conductividad teacutermica) se realiza la introduccioacuten directa al simulador
de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y conductividad teacutermica e
indirectamente de calor especiacutefico y difusividad teacutermica ya que estos
valores son necesarios para la obtencioacuten de los paraacutemetros a introducir
El simulador solo admite el valor de capacidad caloriacutefica volumetriacutea de
la roca sin fluidos
Es importante acotar que para efecto del presente trabajo de
investigacioacuten se ha estudiado solo el caso de saturacioacuten de la muestra
con agua y petroacuteleo Por lo tanto no se hace referencia a las ecuaciones
ni keywords que representan a la fase gaseosa o soacutelida
Al realizar el estudio de RMN y calorimetriacutea para la obtencioacuten de los
paraacutemetros teacutermicos (del sistema no consolidado con fluido) la
muestra se encontraba a la saturacioacuten de agua y petroacuteleo inicial y no se
verificoacute si ocurrioacute alguna variacioacuten de la saturacioacuten del agua por efecto
del aumento de temperatura (evaporacioacuten) tampoco fue estudiado la
31
variacioacuten de los valores de paraacutemetros teacutermicos al realizar el aumento
de la saturacioacuten de agua (barrido de la prueba de desplazamiento)
consideraacutendose dicha variable en el caacutelculo de la conductividad total
del sistema
El simulador emplea las siguientes ecuaciones para el caacutelculo de
capacidad caloriacutefica total y de conductividad teacutermica total
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total
La capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total se calcula con STARSreg mediante una
ponderacioacuten (por volumen) de las capacidades caloriacuteficas de las fases presentes
en el sistema se introduce el valor de la capacidad de la roca y el valor de las
capacidades de los fluidos es calculado internamente por el simulador a partir
de los datos PVT donde calcula los calores especiacuteficos que obtiene a traveacutes de
las entalpias y lo multiplica por los valores de densidad Se calcula mediante la
siguiente ecuacioacuten
119862119907119905119900119905119886119897 = (1ndash 120593119907) middot 119862119907119903 + 120593119891 (119878119908 middot 119862119907119908 + 119878119900 middot 119862119907119900) (Ec6)
Doacutende
119862119907119903 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca 119862119907w capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica del agua 119862119907119900 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica del petroacuteleo 120593119907
corresponde a la porosidad del vaciacuteo (soacutelido maacutes fluidos) 120593119891 corresponde a la
porosidad de los fluidos (fluidos solamente)
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total
Para el caacutelculo de la conductividad teacutermica total THCONMIX existen 3
meacutetodos o ecuaciones que se utilizan para mezclar las conductividades teacutermicas
de la roca y de las fases Las opciones de mezclado afectan los valores de
conductividad teacutermica de la roca y fases A continuacioacuten se presentan las
opciones que posee el simulador para realizar este caacutelculo
32
221612 Simple
Al habilitar esta opcioacuten se pueden introducir los valores de forma integral
(asignando el mismo valor de conductividad a los elementos presentes en este
caso roca thconr agua thconw y crudo thcono) para especificar una
conductividad teacutermica constante (independiente de la porosidad saturacioacuten y
temperatura) Este escenario resulta apropiado cuando la conduccioacuten teacutermica no
aporta de manera significativa al proceso de recuperacioacuten por ej casos a
escala de campo con gradientes de temperatura modestas entre bloques
De lo contrario para el caso de los modelos discretos se asigna el respectivo
valor de conductividad de cada elemento (rocas y fases)
La ecuacioacuten de mezclado ponderada por volumen SIMPLE de la
conductividad teacutermica es
119870119898119894119909 = 120593119891(119870119908119878119908 + 119870119900119878119900) + (1 minus 120593119907)119870119903 (Ec7)
Doacutende
119870119908 conductividad teacutermica del agua 119870119900 conductividad teacutermica del petroacuteleo 119870119903
conductividad teacutermica de la roca
221613 Complex
La palabra clave COMPLEX especifica el mezclado de las conductividades
teacutermicas de la roca y las fases Al contrario que el caso Simple se requiere
especificar las respectivas propiedades teacutermicas para cada fase presente
Mezcla no lineal
Las conductividades teacutermicas se ponderan mediante uso de la correlacioacuten de
Anand (1973) El valor de la conductividad teacutermica de la mezcla de liacutequido-
roca (kLminusr) se expresa de la siguiente manera
33
kLminusr = (So ko+Sw kw)
(So+Sw)lowast
(kr
(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)028minus0757lowastlog10emptyminus0057lowastlog10(
kr(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)
(Ec8)
221614 Temper
La opcioacuten TEMPER especifica el tipo de mezclado COMPLEX con una
correccioacuten de temperatura adicional Somerton (1974) realiza una correccioacuten
por efecto de temperatura En el simulador STARSreg esta modificacioacuten se
puede realizar despueacutes de calcular el valor de la conductividad teacutermica de la
mezcla de liacutequido-roca La unidad de κ se expresa en Jm-diacutea-degK y la unidad de
temperatura es (degK)
k = kLminusr ndash17524x10minus5(TndashTr)( kLminusr ndash 119616)kLminusrminus064kLminusr(18 lowast 10minus3 middot T)minus36784lowast10minus6lowast kLminusr
(Ec9)
Donde
T valor de la temperatura respectivo a cada espacio de tiempo (degK) Tr
temperatura de referencia (degK)
Temperatura que corresponde a los siguientes datos de entrada
1 Datos de densidad liacutequida (MOLDEN MASSDEN o MOLVOL)
2 Datos de entalpiacutea de la fase liacutequida y fase gas (CPL1 CPG1 etc)
3 Capacidad de formacioacuten de calor (ROCKCP)
4 Datos de conductividad (thconr thconw thcono)
Esta opcioacuten de dependencia de temperatura se considera obsoleta y ha sido
reemplazada efectivamente por la palabra clave THCONTAB
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB)
Es una opcioacuten que se encuentra en la misma ventana donde se ingresa los
valores de conductividad de cada fase (ver la parte inferior de la figura 414) Al
habilitarla permite seleccionar si los valores de conductividad a ingresar son
isotroacutepicos o anisotroacutepicos Al seleccionar la opcioacuten conductividad isotroacutepica
34
permite especificar los valores de conductividad de roca agua petroacuteleo gas y
soacutelido (Kr Kw Ko Kg y Ks) correspondiente a cada valor de temperatura
considerando que conserva la misma magnitud en cualquier direccioacuten Al
seleccionar la opcioacuten conductividad anisotroacutepica permite ademaacutes de especificar
los valores de conductividad en las direcciones i j k de cada fase a una
respectiva temperatura se puede considerar la variacioacuten de la magnitud en las
distintas direcciones espaciales
No se puede usar las palabras claves THCONMIX TEMPER con esta
opcioacuten Si solamente hay una fila la conductividad teacutermica no variacutea con la
temperatura Las entradas de temperatura deben colocarse en orden creciente y
espaciada de manera uniforme
Al habilitar THCONTAB se especifica valores de la roca y de todos los
fluidos esto anula y reemplaza los valores especificados por las palabras claves
thconr thconw y thcono
35
CAPIacuteTULO III
AacuteREA DE ESTUDIO
31 Descripcioacuten del aacuterea de estudio
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco
La Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se encuentra localizada en el aacuterea central
de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela y se extiende entre los estados
Monagas Anzoaacutetegui y Guaacuterico a unos 450 Km de Caracas Distrito Capital de
la Repuacuteblica Como puede observarse en la figura 31 en la actualidad se
encuentra dividida en cuatro (4) aacutereas de produccioacuten denominadas Boyacaacute
Juniacuten Ayacucho y Carabobo con una extensioacuten total de 55314 Km2 (de los
cuales 11555 Km2 se encuentran bajo produccioacuten de crudo extra-pesado) y
limita al sur con el riacuteo Orinoco (Puerta 2015)
Figura 31 Faja Petroliacutefera del Orinoco Fuente Puerta (2015)
36
312 Aacuterea de Carabobo
El aacuterea correspondiente a Carabobo consiste en una franja que se extiende
desde el sureste del Estado Anzoaacutetegui cubriendo toda la parte meridional del
estado Monagas con una longitud de alrededor de 160 Km por unos 45 Km de
ancho Como puede apreciarse en la Figura 32 el aacuterea Carabobo limita al norte
con las llanuras surentildeas del estado Monagas al sur con el riacuteo Orinoco al este
con el estado Delta Amacuro y al oeste con el aacuterea Ayacucho de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco (Puerta 2015)
Figura 32 Aacuterea de Carabobo y sus liacutemites territoriales Fuente Puerta (2015)
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas
El aacuterea de Carabobo forma parte del flanco sur de la cuenca sedimentaria
oriental de
Venezuela Eacutesta es una cuenca asimeacutetrica cuyo eje mayor va en direccioacuten este-
oeste su origen se remonta al periacuteodo Paleozoico y que en los periacuteodos
siguientes fue adquiriendo su configuracioacuten actual completaacutendose desde el
Terciario hasta el presente (Puerta 2015)
La Cuenca Oriental de Venezuela constituye la segunda cuenca petroliacutefera en
importancia para el paiacutes entre las cuatro existentes y estaacute delimitada hacia el
norte por la Cordillera de la Costa al sur por el Macizo Guayaneacutes al este por la
37
plataforma del Delta del Orinoco y al oeste por el lineamiento de El Bauacutel tal y
como se puede apreciar en la figura 33
Figura 33 Cuencas Petroliacuteferas de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela Fuente Puerta
(2015)
314 Estratigrafiacutea regional
La columna estratigraacutefica de Carabobo comienza con un complejo iacutegneo-
metamoacuterfico de edad pre-caacutembrica que se constituye como Basamento Le
sigue en contacto discordante la Formacioacuten Oficina de edad Mioceno Inferior a
Medio con sus cuatros miembros como son Morichal Yabo Jobo y Piloacuten
siguiendo la Formacioacuten Freites de edad Mioceno Superior y por uacuteltimo las
Formaciones Las Piedras-Mesa que corresponden al Plioceno-Pleistoceno y que
no es posible diferenciarlas en el aacuterea (Puerta 2015)
315 Miembro Morichal
Es el maacutes profundo de todos representado por una secuencia de arenas
transgresivas cuarzosas de color marroacuten de grano medio con pobre
escogimiento poco consolidadas intercaladas con capas de lutitas y limolitas
con presencia de intervalos de carboacuten Hacia la base del intervalo existen arenas
masivas poco consolidadas asociadas a un ambiente fluvial donde pueden
encontrarse espesores importantes mientras que en la seccioacuten media y superior
38
se observan arenas intercaladas con lutitas y limolitas con presencia de
carbones que fueron depositados en un ambiente deltaico en el que los
espesores de arena son menores Hacia el este de Carabobo el miembro
Morichal se va reduciendo hasta desaparecer y acuntildearse contra el Alto de
Uverito El contacto inferior es discordante con el basamento iacutegneo-
metamoacuterfico al sur y con el Cretaacutecico al norte y concordante en el tope con el
miembro Yabo de la misma formacioacuten (Puerta 2015)
A continuacioacuten se muestra en la figura 34 la columna estratigraacutefica tipo para el
aacuterea de Carabobo presentado en profundidad y edad geoloacutegica
Figura 34 Configuracioacuten Estructural Fuente Archivos de Petroindependencia SA
En cuanto a la configuracioacuten estructural se interpreta mediante informacioacuten
siacutesmica que consiste en un suave e irregular homoclinal fallado de rumbo este-
oeste a norestesuroeste con un buzamiento general al norte-noroeste con un
aacutengulo que oscila entre 2ordm y 4ordm Fallas de tipo normal afectan principalmente al
basamento y la parte inferior de la Formacioacuten Oficina por lo que se interpreta
que eacutestas se originaron antes de la sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y
se reactivaron con cada evento tectoacutenico que ocurrioacute desde el Mioceno hasta el
presente asiacute como tambieacuten se formaron nuevas fallas que afectan uacutenicamente la
secuencia sedimentaria El fallamiento principal tiene orientacioacuten noreste-
39
suroeste y buzamientos al suroeste y sureste Tambieacuten se observan algunas
fallas de orientacioacuten noroeste-sureste esteoeste y norte-sur con buzamientos de
orientacioacuten variable Las fallas del basamento se formaron antes de la
sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y se reactivaron con cada evento
tectoacutenico que ocurrioacute al norte de Venezuela entre las placas Caribe y
Sudameacuterica desde el Mioceno al presente asiacute como tambieacuten se formaron
nuevas fallas que solo afectan a la secuencia sedimentaria El desplazamiento
vertical de las fallas que afectan el basamento y la parte inferior de la secuencia
sedimentaria variacutea de 50 a 200 pies (Puerta 2015)
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas
Los principales yacimientos del aacuterea de Carabobo corresponden a las unidades
inferior medio y superior del miembro Morichal de la Formacioacuten Oficina
dicha seccioacuten posee desde 200 hasta 1100 pies de espesor a lo largo de toda el
aacuterea Estas arenas fueron originadas de las tierras altas de Guayana al Sur del
Orinoco en donde los riacuteos que fluiacutean hacia el norte arrastraron las arenas y
fueron depositadas como una sucesioacuten de canales fluviales deltas y ambientes
marinos someros La zona maacutes profunda Morichal Inferior es un depoacutesito
fluvial de arenas que por lo general presenta una orientacioacuten Norte-Sur
Morichal Medio por su parte es una unidad de arena de origen fluvio-deltaico
que se acuntildea hacia la zona central de las aacutereas sur y noreste La unidad Superior
es una seccioacuten de arena deltaica a marino somera que predomina en las aacutereas
sur y este de Carabobo En el caso de los miembros Jobo y Piloacuten eacutestos tambieacuten
poseen acumulaciones de hidrocarburos importantes pero se consideran como
secundarias en el aacuterea de la empresa mixta (Puerta 2015)
40
CAPIacuteTULO IV
MARCO METODOLOacuteGICO
41 Tipo de la investigacioacuten
La modalidad de la investigacioacuten cumple con las caracteriacutesticas del tipo
evaluativo
Seguacuten el autor (Zapata 2013) define
ldquoProceso sistemaacutetico disentildeado intencional y teacutecnicamente de recogida de
informacioacuten valiosa vaacutelida y fiable orientado a valorar la calidad y los logros
de un programa como base para la posterior toma de decisiones de mejora tanto
del programa como del personal implicado y de modo indirecto del cuerpo
social en el que se encuentra inmersordquo
En esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten numeacuterica
con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un sistema en el
que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y continua para a
su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y calorimetriacutea
para determinar dichas propiedades teacutermicas
42 Disentildeo de la investigacioacuten
La investigacioacuten se fundamenta bajo los principios de un disentildeo experimental
Seguacuten el autor Arias (2012) define
41
ldquoEl disentildeo experimental es aquel donde el investigador manipula una variable
experimental no comprobada bajo condiciones estrictamente controladas Su
objetivo es describir de queacute modo y porque causa se produce o puede
producirse un fenoacutemeno Busca predecir el futuro elaborar pronoacutesticos que una
vez confirmados se convierten en leyes y generalizaciones tendentes a
incrementar el cuacutemulo de conocimientos pedagoacutegicos y el mejoramiento de la
accioacuten educativardquo
Entonces al realizar los distintos tipos de simulaciones con los respectivos
anaacutelisis de sensibilidad se estaacute realizando experimentos con el fin de evaluar la
influencia del fenoacutemeno fiacutesico de transferencia de calor mediante el simulador
STARSreg alimentado por los datos obtenidos de pruebas de laboratorio
utilizando mediciones de propiedades teacutermicas de un sistema continuo y
discreto para la prediccioacuten del comportamiento del yacimiento al aplicar
meacutetodos de recuperacioacuten mejorada
43 Procedimiento metodoloacutegico
El presente estudio estaacute conformado en esencia por cinco fases las cuales a su
vez se componen internamente en diferentes etapas que cumplen con funciones
vitales para alcanzar de manera eficaz el objetivo general de la investigacioacuten
En la Figura 41 es posible observar el avance del estudio de acuerdo a sus (5)
fases
42
Figura 41 Fases de la metodologiacutea aplicada
431 Revisioacuten bibliograacutefica
En esta fase se llevoacute a cabo una revisioacuten bibliograacutefica necesaria para la
compresioacuten y realizacioacuten de la investigacioacuten todo relacionado a los meacutetodos de
recuperacioacuten teacutermicos simulacioacuten numeacuterica de yacimientos y paraacutemetros
teacutermicos
El material bibliograacutefico consultado comprende publicaciones libros revistas
y manuales teacutecnicos de diversas fuentes nacionales e internacionales como
PDVSA PDVSA-INTEVEP SPE SCHLUMBERGER entre otros Trabajos
especiales de grado de universidades nacionales como la UCV LUZ y UNEF e
internacionales como la USCO y EPN tambieacuten aportaron valiosa informacioacuten
Ademaacutes fue indispensable el estudio de manuales y guiacuteas como los de
FEDUPEL para la redaccioacuten y metodologiacutea de redaccioacuten del trabajo y CMG del
cual se obtuvieron las instrucciones para el uso de la herramienta y las
ecuaciones que emplea el simulador
43
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten
A continuacioacuten se presentan los procedimientos ejecutados por (Doumat 2016)
donde se obtuvieron los datos necesarios para alimentar el simulador por ello
se presenta una explicacioacuten amplia de todo el proceso
Preparacioacuten del tapoacuten para la simulacioacuten fiacutesica
El tapoacuten fue tomado directamente de cortes de nuacutecleos pertenecientes al Campo
Petrocarabobo utilizando un cilindro metaacutelico para la toma de muestra estos
estaban a una presioacuten de yacimiento de 1400 psi Se trabajoacute con nuacutecleos
uniformes que no estuviesen agrietados ya que las grietas son consideradas
una alteracioacuten del medio poroso debido a que es un espacio donde se puede
almacenar fluido y no es natural del sistema En la Tabla 41 informacioacuten de la
muestra tomada
Tabla 41 Valores de las dimensiones de las muestra a estudiar
Profundidad
(Pies)
Longitud
(cm)
Diaacutemetro
(cm)
Aacuterea
(cm3)
3117 415 376 1110
Antes de ser sometida a las pruebas la muestra debe ser sometida a la presioacuten de
confinamiento empleando para ello un sistema coreholder (celda topes manga
de vitoacuten) como se muestra en la Figura 42 El sistema se coloca dentro de la
celda de confinamiento se antildeade agua hasta cubrirlo completamente y se
acopla la rosca superior de la celda Luego a traveacutes de la bomba de inyeccioacuten
automaacutetica (tipo jeringa modelo Teledyne Isco 500D) se comienza a
proporcionar presioacuten mediante el llenado de la celda con el fluido de
confinamiento (agua) hasta alcanzar el valor deseado (en este caso 1400 lpc) y
una vez alcanzado este valor se detiene la bomba y se retira la muestra de la
celda
44
Figura 42 Sistema para confinamiento de muestras de roca no consolidadas Fuente Intevep
SA Centro de Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
Una vez confinadas la muestra se empaqueta con material termoencogible (ya
que no ejerce influencia sobre los resultados obtenidos en las pruebas
realizadas) Para esto fue necesario cortar un pedazo del material en forma
ciliacutendrica de aproximadamente 5 cm de longitud y 4 cm de diaacutemetro el material
se adaptoacute al tapoacuten con ayuda de un soporte metaacutelico que se ajustoacute al tamantildeo de
la muestra a empaquetar (Figura 43)
Figura 43 Proceso completo de empaque de muestras Fuente PDVSA-Intevep
La dimensioacuten de este cilindro de muestra (tapoacuten) se debe ajustar al
portamuestra (coreholder o celda triaxial) del simulador fiacutesico de yacimientos
45
en el que posteriormente se realizaraacuten las etapas de desplazamiento de fluidos
(maacuteximo 70 cm de longitud por 37 cm de diaacutemetro)
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para RMN
Una vez preparados los tapones se definieron las condiciones de ensayo (T2
TAU min diff y Ns) las cuales se establecieron a partir de pruebas empleando
la teacutecnica de RMN en el equipo RMN-Maran DRX 2 (Figura 44) a fin de
obtener los valores de difusividad teacutermica del sistema en consideracioacuten
Donde
T2 Es el tiempo de relajacioacuten necesario para reorientar los protones en la
direccioacuten del campo magneacutetico perturbador (90deg-180deg)
TAU (τ) Es el tiempo secuencial necesario para el reenfoque de los protones en
el plano transversal en el que se encuentran desorientados
Miacutenimo coeficiente de difusioacuten (min diff) Es el tiempo miacutenimo requerido para
visualizar la curva de difusioacuten
Numero de barridos (Ns) Nuacutemero de veces que el equipo recorre la muestra
Tiempo de corrida (Tc) Tiempo que el equipo tarda en escanear la muestra
En la determinacioacuten de estos paraacutemetros se utilizoacute como punto de apoyo los
valores reportados por Halliburton (2001) para cada variable (ANEXO A) En
la Tabla 42 se reportan los valores de las variables que se establecieron en las
pruebas de RMN con los cuales se logroacute determinar de forma oacuteptima los
tiempos de ejecucioacuten para la metodologiacutea
Tabla 42 Condiciones empleadas en la teacutecnica de RMN
T2 (ms) TAU min Diff (m2sec x 10
9) Ns Tc (min)
100 - 500 85 025 20 141
46
Figura 44 Resonador Maran Ultra DRX 2 Fuente PDVSA-Intevep
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para calorimetriacutea
Una vez realizadas las pruebas de RMN se realizaron pruebas para definir los
demaacutes paraacutemetros teacutermicos empleando la teacutecnica de calorimetriacutea con el fin de
obtener la temperatura de equilibrio (Te) y posteriormente determinar el calor
especiacutefico y la capacidad caloriacutefica Para ejecutar esta teacutecnica se necesitoacute un
vaso teacutermico una termocupla (marca thermoline) agua destilada y el tapoacuten del
yacimiento petroliacutefero los cuales se muestran en la Figura 45
Figura 45 Instrumento para la realizacioacuten de la prueba calorimeacutetrica Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de las propiedades teacutermicas
Definidas las condiciones de ensayo para las teacutecnicas de RMN (para la
obtencioacuten directa de difusividad teacutermica) y calorimetriacutea (obtencioacuten de calor
47
especiacutefico al aplicar la ecuacioacuten 1) se estimaron los otros fenoacutemenos teacutermicos
asociado a la muestra tapoacuten capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al multiplicar el
calor especiacutefico por la densidad y la conductividad teacutermica producto de la
multiplicacioacuten de la difusividad la densidad y el calor especiacutefico Se generoacute
una ecuacioacuten por cada muestra representativa para cada propiedad teacutermica lo
que sirvioacute finalmente para interpolar cada paraacutemetro teacutermico en el rango de
temperatura estudiado (50degC ndash 200degC) saturado y no saturado de fluidos Se
observoacute una graacutefica de cada fenoacutemeno teacutermico en funcioacuten del rango de
temperatura
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados
con fluidos
Para la estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas de yacimientos
petroliacuteferos no consolidados con fluido (agua de formacioacuten y crudo pesado) se
evaluacuteo el efecto de la temperatura
Temperatura en las pruebas de evaluacioacuten teacutermica se consideroacute las
temperaturas de 50 100 120 y 200 degC Ese cambio de temperatura genera una
variacioacuten considerable en la viscosidad del crudo al igual que en las
propiedades teacutermicas de los sistemas de yacimientos
Presioacuten las pruebas ejecutadas fueron realizadas a la presioacuten atmosfeacuterica
Saturacioacuten de agua residual se trabajoacute a condicioacuten real del yacimiento con un
Swirr entre 85 garantizando la saturacioacuten de agua de formacioacuten lo maacutes
similar a la del yacimiento
Luego de obtenidos los datos se procedioacute a realizar una graacutefica en Excel de los
paraacutemetros teacutermico en del caso no consolidado asociado a Petrocarabobo
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados sin
fluidos
48
Para poder estimar las propiedades asociadas a no consolidados sin fluidos se
ejecutaron los pasos descritos anteriormente que se realizaron para la muestra
saturada pero previamente el tapoacuten fue sometido a un proceso de limpieza para
eliminar los residuos de crudo y fluidos de perforacioacuten Mediante un equipo de
extraccioacuten Soxhlet o Dean-Stark (Figura 46) Utilizando los solventes
adecuados para remover hidrocarburos y extraccioacuten de sales del agua de
formacioacuten
Figura 46 Equipo de limpieza de muestras Dean-Stars A) antes de la limpieza de muestra y B)
durante la limpieza de muestras
Despueacutes de limpiar el tapoacuten se determinaron las propiedades teacutermicas bajo estas
condiciones a fin de conocer la influencia que ejerce la composicioacuten
mineraloacutegica de la formacioacuten Se evaluacuteo el efecto de la temperatura a
condiciones de yacimiento
Determinacioacuten de la conductividad teacutermica de los fluidos
Se determinoacute con la ecuacioacuten 5 la conductividad del petroacuteleo y con la Tabla 23
la conductividad del agua
Determinacioacuten de propiedades petrofiacutesicas
49
Un paso fundamental consiste en la estimacioacuten del volumen poroso porosidad
y permeabilidad absoluta al aire empleando el equipo CMS 300 automatizado
Este sistema obtiene los valores de voluacutemenes porosos basaacutendose en la Ley de
Boyle [P][V] = constante para una presioacuten de confinamiento dada El
procedimiento consiste en ingresar al sistema la cantidad de muestras a medir
junto con las caracteriacutesticasidentificacioacuten de cada una de ellas (longitud
diaacutemetro y peso) Indicando la presioacuten a la cual se realizaraacuten las mediciones los
resultados obtenidos son volumen poroso porosidad permeabilidad al aire y
permeabilidad corregida por efecto Klinkenberg
Preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica
La preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica consistioacute en la disolucioacuten de
sales inorgaacutenicas (Bicarbonato de sodio Sulfato de Sodio Cloruro de Sodio
Cloruro de Calcio di-hidratado Cloruro de Magnesio hexa-hidratado
Carbonato de Sodio Cloruro de Potasio y Cloruro de Bario di-hitradatado) en
agua destilada Primeramente se burbujeoacute el agua destilada con dioacutexido de
carbono (CO2) para evitar la precipitacioacuten de sales Posteriormente se realiza a
una agitacioacuten constaste burbujeando Dioacutexido de Carbono para evitar la
precipitacioacuten de carbonatos evitando la perdida de condiciones oacuteptimas de
disolucioacuten (Carrero 2011)
44 Caracterizacioacuten de los fluidos
Formulacioacuten de la salmuera
Se prepararon dos litros de salmuera para los cuales fue necesaria la siguiente
cantidad de sales que se muestran en la Tabla 43 en el orden que se presentan
para que no se precipite ninguacuten compuesto
50
Tabla 43 Composicioacuten de la salmuera
Sal Cantidad (g)
NaHCO3 813
Na2SO4 001
NaCl 3107
CaCl2x2H2O 176
MgCl2x6H2O 263
Na2CO3 000
KCl 000
BaCl2x2H2O 036
Densidad del agua de formacioacuten
Para determinar la densidad del agua de formacioacuten asociada al campo
Petrocarabobo se usoacute el densiacutemetro DMA 35N Antoacuten Paar (Figura 47) la
teacutecnica consiste en introducir el agua de formacioacuten en un capilar (en este caso a
una temperatura de 80 ordmC) y de forma automaacutetica arroja el valor de la densidad
en gcm3 y la temperatura de medicioacuten en degC
Figura 47 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 35N Fuente PDVSA-Intevep
Viscosidad del crudo extra-pesado
Para determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030
(figura 48) que opera por medio de la rotacioacuten de un cilindro el cual se
sumerge en el material a analizar midiendo la resistencia de esta substancia a
una velocidad seleccionada La muestra de crudo fue integrada al sistema
51
automaacutetico de medicioacuten y el equipo realizoacute la medicioacuten de la viscosidad en un
rango de temperatura de 40 ndash 264 degC arrojando valores de viscosidad en cP
para cada valor de temperatura
Figura 48 Retrovisco RV 2030 MARCA HAAKE Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de curvas de permeabilidad relativa
Esta metodologiacutea consiste en realizar una prueba a condiciones de yacimiento
(presioacuten temperatura y velocidad de flujo) una prueba que reproduzca la
manera coacutemo se mueven los fluidos en el yacimiento de forma tal que se
puedan ajustar los paraacutemetros necesarios a fin de obtener una reproduccioacuten maacutes
real de las propiedades de interaccioacuten roca fluido presente en los yacimientos
Mediante este meacutetodo se efectuacutea el desplazamiento de los fluidos a traveacutes del
medio poroso de acuerdo al meacutetodo no estacionario (dinaacutemico) el cual
considera el desplazamiento de un fluido por otro (Araujo 2004)
Las pruebas de desplazamiento de fluidos en medio poroso se realizan en
tapones de roca real (arena) de yacimiento limpios instalados en una celda
porta-nuacutecleos tipo Hassler colocada en un horno a la temperatura de trabajo (en
este estudio 68 degC) El sistema se denomina simulador fiacutesico de yacimientos y
52
consta de una celda porta-nuacutecleos dos cilindros de tipo pistoacuten (contenedores de
fluidos agua y crudo) dos bombas de inyeccioacuten tipo jeringa (una para confinar
a presioacuten constante y otra para inyeccioacuten a tasa constante) un sistema de
transductores de presioacuten vaacutelvulas y horno para mantener todo el sistema a la
temperatura de trabajo ver Figura 49
Figura 49 Diagrama de un simulador fiacutesico de yacimientos Fuente Intevep SA Centro de
Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
El procedimiento seguido se detalla a continuacioacuten (Figura 410)
Inyeccioacuten de agua de formacioacuten hasta saturacioacuten 100 del medio poroso y
estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P1) para el caacutelculo de la permeabilidad
al agua a la temperatura de trabajo en cada caso
Etapa de drenaje primario Inyeccioacuten de petroacuteleo a tasa de flujo de referencia
constante (005 cm3min) hasta estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P2) y
se contabiliza el volumen maacuteximo de agua recuperado Se determina la
53
permeabilidad efectiva al petroacuteleo (Ko) a condicioacuten de saturacioacuten de agua
irreducible (Swi)
Etapa de imbibicioacuten Inyeccioacuten de agua de formacioacuten a tasa de flujo de
referencia constante y recoleccioacuten de voluacutemenes de fluido producido (crudo y
agua) en diferentes etapas (menor a mayor volumen) registrando en cada
oportunidad el diferencial de presioacuten correspondiente (de acuerdo al siguiente
esquema P3 P4 P5 P6 etc) Se determina la permeabilidad efectiva al agua
(Kw) a condicioacuten de saturacioacuten de petroacuteleo residual (Sor)
Figura 410 Esquema del procedimiento experimental para la determinacioacuten de curvas de
permeabilidad relativa por el meacutetodo de estado no estacionario Fuente Diacuteaz (2014)
Para la generacioacuten de las curvas de permeabilidad relativa mediante el meacutetodo
convencional se analizaron los datos obtenidos de acuerdo a la metodologiacutea de
caacutelculo denominada modelo hiacutebrido (MDC) que combina caacutelculos matemaacuteticos
que abarcan el meacutetodo JBN (comportamiento de flujo fraccional) y el uso de
correlaciones de Willie y Corey amp Asociados Maacuterquez et al (2014) tanto para
54
el proceso de drenaje como imbibicioacuten de manera de obtener las curvas de
permeabilidades relativas para cada muestra de yacimiento estudiada
Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de
permeabilidad relativa
Entre los aspectos destacables se puede resumir que adicional al efecto
principal que incide en la disminucioacuten de la viscosidad del petroacuteleo al
aumentar la temperatura se evidencioacute tambieacuten reduccioacuten de la saturacioacuten
residual de petroacuteleo (Sor) aumento de la saturacioacuten de agua irreducible (Swi)
desplazamiento del punto de cruce (Krw=Kro Sw) a valores mayores de
saturacioacuten de la fase mojante (agua) y disminucioacuten de la Ko (permeabilidad
efectiva al crudo) Figura 411
La condicioacuten de mojado inferida muestra que las arenas analizadas tienden a ser
maacutes afines por el agua a medida que la temperatura aumenta
Figura 411 Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de permeabilidad relativa
para muestras del Campo Petrocarabobo
Elaboracioacuten del modelo de simulacioacuten en Starsreg
A partir de este punto se explica una serie de procedimientos realizados para la
construccioacuten de los modelos numeacutericos para simular una prueba de
desplazamiento con agua caliente a nivel laboratorio se definieron las matrices
55
de sensibilidades donde se evaluaron los paraacutemetros teacutermicos de forma discreta
e integral
45 Uso de Starsreg
Una vez recolectado los valores petrofiacutesicos los paraacutemetros teacutermicos y
evaluados los fenoacutemenos de interaccioacuten roca fluido se procedioacute a organizar los
datos en el orden que deben ser introducidos en el simulador El simulador
numeacuterico empleado es Starsreg de CMG siendo requerido para su utilizacioacuten el
reconocimiento de su interfaz y de los datos requeridos para su ejecucioacuten asiacute
como la justificacioacuten de la realizacioacuten de las pruebas descritas y de otros
valores suministrados en campo
La herramienta Builder de CMG se empleoacute como un pre-procesador para la
construccioacuten de la malla considerando unidades de laboratorio y porosidad
singular la fecha inicial del proyecto es el 10 de octubre del 2018 hasta el 21 de
agosto y se considero un modelo de fluidos Black Oil de dos fases
451 Construccioacuten del mallado
Se escogioacute el sistema de mallado cartesiano por lo que las dimensiones
ciliacutendricas de la muestra (Tabla 44) debioacute ser convertida a una geometriacutea
cartesiana equivalente (paralelepiacutepedo) con las dimensiones que indica la Tabla
45 respetando los valores de aacuterea transversal y de longitud en este caso el
aacuterea del circulo fue trasformada a la de un cuadrado como se muestra la Figura
412
Tabla 44 Dimensiones de la muestra en forma de cilindro
Dimensiones del cilindro
Diaacutemetro (cm) Aacuterea (cm2) Altura (cm) Volumen (cm
3)
376 111 416 4613
56
Figura 412 Transformacioacuten del aacuterea transversal para la construccioacuten del mallado
Establecimiento de tamantildeo y cantidad de las celdas para el mallado se
colocaron 50 celdas en direccioacuten I 1 celda en direccioacuten J 1 celda en direccioacuten
K cuyas dimensiones se muestran en la Tabla 45
Tabla 45 Dimensiones de las celdas del mallado
Informacioacuten
de las celdas
Direccioacuten Volumen
Total I J K
Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo
M 18 50 00831 1 33322 1 33322 461356
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades de la Tabla 46 fueron colocadas en la seccioacuten de ldquoArray
Propertyrdquo estas fueron suministradas por PDVSA-Intevep obtenidas a traveacutes de
la realizacioacuten de las pruebas descritas anteriormente en los laboratorios de
interaccioacuten roca-fluido
Tabla 46 Informacioacuten petrofiacutesica de la muestra
Propiedades Petrofiacutesicas
Tope de la arena (cm) 0
Espesor de la arena (cm) 333
Porosidad () 3789
Permeabilidad (mD) (I J K) 410417
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca
En esta seccioacuten se encuentran tres pestanas donde se realiza en suministro de
los datos teacutermicos requeridos por el modelo estas pestantildeas son
compresibilidad de la roca
57
Figura 413 en la que se incorporan los valores de compresibilidad de la roca y
de la presioacuten de poro de referencia
Figura 413 Ventana para ingresar los datos de compresibilidad de la roca y presioacuten de
porosidad de referencia
En la pestantildea de propiedades teacutermicas se suministran los valores de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se selecciona el tipo de mezclado para la
conductividad se aplica o no la herramienta de la tabla de dependencia de
temperatura para la conductividad teacutermica Thcontab y se especifica que se
considera una conductividad teacutermica isotroacutepica
Figura 414
58
Figura 414 Ventana de las propiedades teacutermicas
En la figuraFigura 415 se muestra la pestantildea de peacuterdida de calor por las rocas
adyacentes en la que se indica que no hay peacuterdidas de calor especificando que
las rocas suprayacente e infrayacente no poseen la propiedad de conductividad
teacutermica (valor cero) ni capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
Figura 415 Ventana de las peacuterdidas de calor por las rocas adyacentes
Se considera propiedades teacutermicas isotroacutepicas en las distintas direcciones (I J
K) ya que no se disponen de informacioacuten de laboratorio que permita concluir lo
contrario
59
Las conductividades teacutermicas isotroacutepicas dependientes de la temperatura se
definen mediante una tabla como se puede ver en la Tabla 47 La primera
columna se refiera a la temperatura T (C|F) las columnas thconr thconw y
thcono
Tabla 47 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo discreto
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0023083 0387300 0068139
60 0019678 0391200 0067761
70 0017184 0396000 0067383
80 0015281 0400000 0067005
90 0013778 0403200 0066626
100 0012559 0405600 0066248
110 0011550 0407200 0065870
120 0010700 0408000 0065492
130 0009973 0408000 0065114
140 0009344 0407200 0064736
150 0008794 0405600 0064357
Para el modelo integral como se observa en la tabla 48 se asignoacute el mismo va-
lor a todas la fases a la misma temperaturas obtenido de las pruebas experimen-
tales de la muestra saturada estos valores de conductividad aumenta proporcio-
nalmente con la temperatura
Tabla 48 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo integral
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0003150 0003150 0003150
60 0005700 0005700 0005700
70 0008350 0008350 0008350
(Tr) 80 0011100 0011100 0011100
90 0013950 0013950 0013950
100 0016900 0016900 0016900
110 0019950 0019950 0019950
120 0023100 0023100 0023100
60
130 0026350 0026350 0026350
140 0029700 0029700 0029700
150 0033150 0033150 0033150
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad
Una vez estudiadas todas las ecuaciones que emplea el simulador para el
caacutelculo de la conductividad y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica se realizoacute
una validacioacuten comparando los valores arrojados por las ecuaciones
programadas con las graacuteficas de los archivos de salida del simulador para ello
se utilizoacute como herramienta Microsoft Excel
454 Seccioacuten de componentes
Se especificoacute que la muestra se encontraba saturada por dos fluidos (agua y un
pseudocomponente de crudo muerto) se les asignaron los valores de peso
molecular densidad y viscosidad para el resto de las propiedades se asignoacute
ldquo0rdquo de esta manera el simulador asigna los valores por defecto que se muestran
en la Tabla 49
Tabla 49 Valores por defectos del simulador
4541 Densidades
El valor de la densidad del agua fue suministrada a 80degC (temperatura de
referencia) La densidad del crudo fue calculada en los laboratorios de PVT con
el densiacutemetro digital Anton Paar modelo DMA 4500M (figura 416) el rango
61
de temperatura considerado esta entre 40 y 60 degC por las limitaciones del
equipo posteriormente el valor a 80degC fue obtenido mediante extrapolacioacuten En
la figura 417 se muestra los valores los valores de densidad introducidos en
Starsreg para la simulacioacuten
Figura 416 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 4500M Fuente PDVSA-
Intevep
Figura 417 Ventana para insertar la densidad de los fluidos
4542 Viscosidades de la fase liacutequida
El valor de densidad del agua fue proporcionado por la Empresa Mixta para
determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030 En la
62
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura se presenta
los valores de viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura a ser
ingresados en el simulador y la respectiva Curva de la viscosidad del crudocurva de
la viscosidad del crudo se ilustraen la Figura 418 En cuanto a la viscosidad del
agua es un valor constante y las viscosidades de la fase gaseosa no se habilito
esta seccioacuten ya que no se considera fase gaseosa presente en el medio
63
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura
64
Figura 418 Curva de la viscosidad del crudo
4543 General
Los valores de referencia son las condiciones de trabajo al usar en el caso de la
temperatura estaacute pautado por la temperatura en la que se empleoacute el densiacutemetro
y la presioacuten de referencia de los laboratorios de PDVSA-Intevep En la Figura
419 se muestran los valores introducidos en el simulador
65
Figura 419 Ventana de la seccioacuten de componentes para introducir los valores de referencia en
la subseccioacuten general
46 Seccioacuten de Roca-fluido
Se emplearon las curvas de permeabilidad relativas obtenidas de las pruebas
desplazamiento realizadas en los laboratorios de interaccioacuten Roca-Fluido de
Pdvsa-Intevep utilizando tapones del aacuterea de estudio
66
Figura 420 Curva de permeabilidad
47 Seccioacuten de condiciones iniciales
En esta etapa se introducen las condiciones de yacimientos de presioacuten y
temperatura a las que fueron ejecutadas las pruebas de desplazamiento la
Figura 421 No se asignoacute contactos entre fluidos para garantizar que al inicio
haya soacutelo petroacuteleo en el yacimiento
67
Figura 421 Ventana de la seccioacuten de condiciones iniciales se muestra el valor de presioacuten y
profundidad de referencia suministrada al simulador
48 Seccioacuten numeacuterica
Se especifican los paraacutemetros utilizados en la simulacioacuten numeacuterica de las
ecuaciones involucradas en el flujo de fluidos (paraacutemetros de convergencia
constantes numeacutericas meacutetodos de solucioacuten discretizacioacuten y convergencia) Se
realizaron las modificaciones siguientes para tres paraacutemetros especiacuteficos
colocando los valores siguientes
Tabla 411 Modificaciones en la seccioacuten numeacuterica
Keyword Valor Definicioacuten
DTWELL 001min Tamantildeo de intervalo de primer paso de tiempo
NEWTONCYC 30 Cantidad de iteraciones para obtener la solucioacuten
NCUTS 15 Maacuteximos intervalos de cortes
49 Seleccioacuten de pozos y datos recurrentes
El modelo estaacute conformado por dos pozos un pozo inyector situado en la celda
(1 1 1) y un pozo productor celda (50 1 1) ambos pozos inician su
funcionamiento el 10-10-2018 a 000 min hasta los 2880 min
Pozo Inyector tipo Mobweight explicit
68
Para este modelo sencillo donde se inyecta un solo fluido que no es vapor y no
ocurren cambio de fases en el proceso de inyeccioacuten es indiferente que tipo de
pozo inyector se seleccione pues no afecta los caacutelculos del modelo
Restricciones (Constrains) en la ventana de constrains del pozo inyector se
muestra que los paraacutemetros empleados fueron la presioacuten de fondo y la tasa
de inyeccioacuten y ambos aplicados con la accioacuten de CONT la cual implica que
la accioacuten a tomar en caso de una violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten
operativa en este liacutemite y continuar con la simulacioacuten
Figura 422 Ventana de constrains del pozo inyector
Fluido inyectado a continuacioacuten en la Figura 423 Ventana para
descripcioacuten del fluido de inyectado se muestra las caracteriacutesticas como
composicioacuten y temperatura del fluido inyectado
69
Figura 423 Ventana para descripcioacuten del fluido de inyectado
Pozo Productor
Se cargoacute un archivo (fhf) para adjuntar el ldquohistoacuterico de produccioacutenrdquo y cargar
los eventos de los pozos inyector y productor Este archivo se realiza a partir de
un documento (txt) contiene las informacioacuten de produccioacuten de la prueba de
desplazamiento con un formato especiacutefico que contiene fecha final nombre del
archivo ldquoProduction Data Field History Fiel fecha inicial numero de variables
a utilizar los nombres de la variables y las unidades de esas variables el
nuacutemero de pozos y sus nombres luego se coloca el valor de cada variable con
respecto a la fecha
En la Figura 424 se muestra el (fhf) que fue utilizado en el modelo en el que
se cargoacute la informacioacuten de tasas de petroacuteleo agua y liquido en el pozo
productor y de tasa de inyeccioacuten de agua en el pozo inyector en unidades de
laboratorio en el tiempo que alliacute se indica en el formato de (antildeo-mes-
diaThoraminseg)
70
Figura 424 Histoacuterico de produccioacuten empleado para el modelo
Restricciones (Constrains) en la Figura 425 se muestra que el
paraacutemetro empleado fue el de la tasa de produccioacuten de liacutequido con la
accioacuten de CONT la cual implica que la accioacuten a tomar en caso de una
violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten operativa en este liacutemite y
continuar con la simulacioacuten
71
Figura 425 Ventana de constrains del prozo productor
410 Dato de salida IO Control
Se especificaron los paraacutemetros teacutermicos y variables que se requieren como
datos de salida eacutestas son las variables que se podraacuten graficar para estudiar con
la herramienta Results Graph de CMG objetivo del anaacutelisis del trabajo
Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (HEATCAP)
Conductividad teacutermica de la formacioacuten (roca + fluidos)
(THCONDUCT)
Conductividad teacutermica de la roca (THCOMPRE)
Temperatura (TEMP)
Viscosidad del petroacuteleo (VISO)
Saturacioacuten de agua (Sw)
411 Sensibilidades
En la tabla 51 se observan los valores miacutenimos y maacuteximos permitidos por el
simulador STARSreg tambieacuten el valor representativo de valores de
conductividad para cada fase a 25degC Adicionalmente se antildeadieron los valores
de conductividad a la temperatura de referencia obtenido por las pruebas
experimentales todos estos valores fueron los empleados para el estudio de
sensibilidad de conductividad teacutermica Anaacutelogamente en la tabla 53 se
72
observan los valores que especifica el manual del simulador como valores
miacutenimos y maacuteximos tambieacuten valores representativos de capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica Los valores representativos de conductividad y de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica del simulador se emplearon para comparar con los
valores obtenidos en el laboratorio y analizar la diferencia en el valor tiacutepico de
arenas consolidadas como lo indica el simulador y las arena no consolidadas
como es nuestro caso de estudio
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total
Se realizaron corridas con el modelo laquoDiscreta Complexraquo variando los valores
de conductividad teacutermica de la roca petroacuteleo y agua) y graficando en la celda
(25 1 1) los valores de conductividad total y la temperatura para los tres
valores asignados (valor miacutenimo valor maacuteximo y valor a tr) en el estudio por
separado de cada elemento para determinar cuaacutel es el elemento que mayor
impacto causa en la temperatura
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
Se empleoacute el modelo laquoDiscreta Complexraquo para graficar la conductividad
teacutermica capacidad caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del
tiempo especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y (49 1 1)
para estudiar el efecto de los paraacutemetros teacutermicos en las diferentes celdas con el
valor de conductividad que mayor variacioacuten causa en la temperatura con
respecto al modelo base
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
Se realizaron corridas con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontabraquo e
laquoIntegral Complex Thcontabraquo realizando variaciones en los valores de
capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca (Cvr) en la celda (25 1 1) los
valores asignados fueron los valores maacuteximo miacutenimo y el correspondiente de
las pruebas a la temperatura de referencia
73
412 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
A traveacutes de los modelo laquoDiscreta Complexraquo y laquoDiscreta Complex con
Thcontabraquo se realiza una comparacioacuten del valor de la conductividad teacutermica
total del sistema de un modelos discretos y por otro lado habilitando la opcioacuten
Thcontab
413 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
Por medio de los modelos laquoIntegral Complexraquo e laquoIntegral Complex con
Thcontabraquo se estudia la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en el
modelo integral
414 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
laquoDiscreta Complexraquo y laquoIntegral Complexraquo En la Figura 514 se pueden
comparar los valores de conductividad teacutermica considerando el modelo
cargando de forma discreta e integral
415 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontab raquo e laquo Integral Complex con
Thcontabraquo se realiza la comparacioacuten de los valores conductividad teacutermica total
y conductividad teacutermica de la roca de los modelos
74
CAPIacuteTULO V
ANALISIS DE RESULTADOS
51 Sensibilidades
A continuacioacuten se presentan los resultaron de las sensibilidades de los modelos
empleados para el estudio de la conductividad teacutermica y de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica
En la tabla 51 se presenta los valores finales de la conductividad teacutermica del
agua roca y petroacuteleo para cada una de las sensibilidades estos valores son los
experimentales de conductividad teacutermica con los valores de conductividad
teacutermica que el simulador sentildeala como representativos y poder hacer una
comparacioacuten del rango de valores y similitud para estimar si se encuentra en un
valor correspondiente de su respectivo elemento Para ello se llevoacute los valores
obtenido a temperatura de 80degC a una temperatura de 25degC El valor
experimental de conductividad de la roca se encuentra por debajo del valor
sugerido lo que se debe a que el valor de conductividad teacutermica de las arenas no
consolidadas son menores a los valores de conductividad teacutermica de las arenas
consolidadas que representa el valor de conductividad teacutermica del valore
representativo que estipula el simulador
75
Tabla 51 Valores de conductividad teacutermica de STAR y obtenido experimentalmente
En la tabla 52 se observar las sensibilidades realizadas para la conductividad
teacutermica cada elemento
Tabla 52 Sensibilidades de la conductividad teacutermica
Sensibilidades Kr Ko Kw
1 Valor maacuteximo Valor a Tr Valor a Tr
2 Valor a Tr Valor maacuteximo Valor a Tr
3 Valor a Tr Valor a Tr Valor maacuteximo
4 Valor miacutenimo Valor a Tr Valor a Tr
5 Valor a Tr Valor miacutenimo Valor a Tr
6 Valor a Tr Valor a Tr Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr Valor a Tr Valor a Tr
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua
Como se observa en la Figura 51 se realizan el modelo base y las
sensibilidades 3 y 6 es decir la variacioacuten de los valores de la conductividad en
la fase acuosa se observoacute poca variacioacuten en la temperatura una diferencia de
056 degC y error de 064 para kw = 000010 JcmmindegC y diferencia de 075
degC y error de 092 para kw = 6944578 JcmmindegC con respecto a los valores
del modelo base La temperatura de la celda disminuye muy poco a medida que
se le aumenta el valor de conductividad del agua El mayor error relativo que
alcanza la conductividad teacutermica al aplicar kw = 000010 JcmmindegC es de
047 mientras que al aplicar kw = 6944578 JcmmindegC es de 5769
(ANEXO C)
76
Figura 51 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del agua en la temperatura
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se realiza el modelo base y las sensibilidades 2 y 5 y se observa que entre la
curva de la temperatura para ko = 000010 JcmmindegC y la curva de
temperatura del modelo base se observa una diferencia de 016 degC y error de
019 por ser valores cercanos visualmente ocurre un solapamiento entre
ambas curvas de temperatura caso contrario al comparar la curvas de
temperatura del modelo base con la curva de temperatura de ko = 6944578
JcmmindegC presenta una diferencia de 082 degC y error de 1 Al aumentar los
valores de conductividad teacutermica de la fase oleica es poca la disminucioacuten de la
temperatura de la celda El mayor error relativo que alcanza la conductividad
teacutermica al aplicar ko = 000010 JcmmindegC es de 029 mientras que al
aplicar ko = 6944578 JcmmindegC es de 6213 (ANEXO C)
77
Figura 52 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del petroacuteleo en la temperatura
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca
Se comparan el modelo base y las sensibilidades 1 y 4 Se recurrioacute a una graacutefica
del tipo logariacutetmica para representar los valores de conductividad total ya que
los valores introducidos afectan notablemente la temperatura con una diferencia
de 474 degC y error de 570 para kr = 000010 JcmmindegC y una diferencia de
164 degC y error de 198 para kr = 6944578 JcmmindegC y pueden causar un
cambio de conductividad teacutermica final en la celda de para kr = 000010
JcmmindegC diferencia de 004 JcmmiddotmindegC y error de 099 para kr =
6944578 JcmmindegC diferencia de 319 JcmmiddotmindegC y error de 9881
(ANEXO C)
78
Figura 53 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la temperatura
Basado en lo observado se puede inferir que es la fase solida de la roca causa
maacutes variacioacuten en la temperatura 570 al realizarle la variacioacuten en los valores
de conductividad teacutermica de la roca especiacuteficamente en kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC este
comportamiento se puede atribuir a la ecuacioacuten aplicada y al valor de
conductividad irreal de conductividad teacutermica empleada ya que es 3647 veces
mayor al valor tiacutepico Mientras la variacioacuten de la conductividad teacutermica en los
fluidos tuvieron un similar comportamiento que no representaban una
influencia marcada en la temperatura arrojando un error relativo gt1 (ANEXO
C) Al aumentar los valores de conductividad teacutermica la temperatura de la celda
disminuye lo que es coherente ya que contribuye a la propagacioacuten del calor
pero afecta en mayor escala a este caso En el ANEXO B se presenta con maacutes
detalle los valores en los que oscilan las curvas de conductividad teacutermica y la
temperatura final que se alcanza respectivamente Acotando que en general
ocurre un aumento de la conductividad durante el proceso de inyeccioacuten de agua
caliente y que aquellas conductividades teacutermica que presentan una leve
disminucioacuten con el aumento de la temperatura son las sensibilidades 2 y 6 lo
79
cual se debe a la disminucioacuten de la saturacioacuten de crudo que en el caso de ko =
6944578 JcmmindegC el cual es la conductividad teacutermica con mayor valor Por
otro lado en kw = 000010 JcmmindegC ocurre que el menor valor corresponde
a la conductividad teacutermica del agua la cual aumenta su saturacioacuten y como la
conductividad teacutermica total se basa en una ecuacioacuten de ponderacioacuten por
volumen hace que el valor de conductividad teacutermica total tienda a la
conductividad con el mayor volumen
La sensibilidad de la conductividad teacutermica de la roca afecta inversamente a la
temperatura como a la capacidad caloriacutefica obtenieacutendose asiacute una curva de
mayor capacidad caloriacutefica al introducir el menor valor de conductividad de la
roca y viceversa figura 54
Figura 54 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
En la Figura 55 se observa como el aumento de la conductividad incrementa el
avance del agua proporcionalmente al disminuir la conductividad aumenta la
temperatura lo cual ayuda a la disminucioacuten de la viscosidad del crudo y
aumentado la movilidad y beneficiando la extensioacuten de la saturacioacuten de agua en
la celda
80
Figura 55 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en el avance de
inyeccioacuten de agua
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
En las Figura 56 y 57 se graficaron la conductividad teacutermica capacidad
caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del tiempo al aplicar la
sensibilidad 4 especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y
(49 1 1) donde se observa como el frente de agua trae consigo el aumento de
la temperatura la capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica siento el maacutes
afectado la celda (2 1 1) la cual es la celda maacutes proacutexima al pozo inyector ya
que es por medio del cual se inyecta el agua caliente
81
Figura 56 Saturacioacuten y capacidad de kr = 000010 JcmmindegC
Figura 57 Temperatura y conductividad de kr = 000010 JcmmindegC
82
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
En la tabla 53 se observa que existe una diferencia entre el valor representativo
del simulador que trae por defecto a 25degC y el valor experimental extrapolado a
25degC apreciaacutendose que el valor de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
experimental es mayor por lo que establece que las arenas no consolidadas
requieren mayor cantidad de energiacutea en forma de calor para aumentar la
temperatura
Tabla 53 Valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de STAR y obtenido experimentalmente
Nombre Keyword
Valor
miacutenimo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
maacuteximo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
representativo
para STAR a
25degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 80degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 25degC
(Jcm3degC)
Capacidad
Caloriacutefica
Volumeacutetrica
de la roca
Rockcp 0 100 23470 18513 37598
En la tabla 54 se observar las sensibilidades realizadas para la capacidad caloriacute-
fica volumeacutetrica
Tabla 54 Sensibilidades de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca
Sensibilidades Cvr
7 Valor maacuteximo
8 Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr
Al graficar el modelo base y las sensibilidades 7 y 8 se observa en la Figura 58
(izquierda) que la saturacioacuten del agua es mayor al usar la sensibilidad 8 de la
Tabla 54 es decir el menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cvr = 0
Jcm3degC) el modelo base tiene un comportamiento semejante debido a la
cercaniacutea de sus valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica caso contrario al
introducir la sensibilidad 7 de la Tabla 54 (Cvr = 100 Jcm3degC) pues este caso
presenta una curva que muestra un suave incremento luego de los 246 minutos
83
de iniciar la inyeccioacuten En la Figura 58 (derecha) se representan tres rectas casi
constantes producto de introducir los valores de la tabla 53 en la ecuacioacuten 6 su
comportamiento de recta horizontal se debe a la poca variacioacuten de capacidad
caloriacutefica con respecto al incremento de temperatura Por otro lado en la Figura
59 (izquierda) se aprecia la variacioacuten de la temperatura y que el miacutenimo valor
de capacidad arroja como resultado un abrupto aumento de la temperatura de la
celda seguida por la curva del modelo base y por uacuteltimo la curva de maacuteximo
valor de capacidad demostrando que solo aumenta la temperatura de la celda
hasta 714degC lo cual se debe a que el aumento de la temperatura estaacute asociado a
la saturacioacuten de agua y la sensibilidad que obtenga una mayor saturacioacuten
obtendraacute tambieacuten una mayor temperatura y viceversa Con respecto a la
conductividad teacutermica al introducir el mayor valor de capacidad caloriacutefica
demostroacute ser la curva con un aumento de pendiente casi vertical los primero
minutos del desplazamiento consecuencia de incremento de saturacioacuten se agua
y luego de los 900 minutos tiende a un valor constante de 0039 JcmmiddotmindegC
mientras las otras dos curvas muestran un aumento al inicio del proceso y
alcanza un punto criacutetico en el minuto 64 decayendo hasta los 400 minutos
alcanzando en ese punto un menor valor de conductividad teacutermica la
sensibilidad del menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
84
Figura 58 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex
Thcontab
85
Figura 59 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad de
la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex Thcontab
Las Figura 510 y 511 muestran graficas similares a las Figura 58 y Figura 59
del modelo cargado con valores de forma integral se obtienen las mismas
observaciones en la saturacioacuten tanto para la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y
temperatura Sin embargo en el paraacutemetro de la conductividad teacutermica
presentan curvas que incrementan a medida que la temperatura aumenta
Debido a que la variacioacuten de la saturacioacuten no afecta el valor de conductividad
total como consecuencia de la restriccioacuten de aumentar con la temperatura por
medio de la herramienta Thcontab para todas las fases con el mismo valor
86
Figura 510 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex
Thcontab
87
Figura 511 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad
de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex Thcontab
52 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
En la Figura 512 se puede observar la contraposicioacuten de estudiar la
conductividad teacutermica total del sistema de un modelos discretos introduciendo
un solo valor constante de la conductividad para cada fase respectiva y por otro
lado habilitando la opcioacuten Thcontab que permite especificar la variacioacuten de las
conductividades de cada fase con respecto a la variacioacuten de la temperatura y
ademaacutes permite la opcioacuten de graficar la curva de conductividad de la roca la
cual es decreciente al transcurrir el tiempo y el aumento de la temperatura Al
comparar ambas curvas de conductividad teacutermica total se puede distinguir una
curva creciente que pertenece valores constantes de conductividad teacutermica para
cada fase mientras que la curva que emplea Thcontab se compone de tres
tendencias ambas curvas muestran al inicio un crecimiento pronunciado debido
al aumento de la saturacioacuten del agua la curva con Thcontab una segunda
88
seccioacuten que muestra un decrecimiento luego de un punto criacutetico a los 64
minutos y luego a partir de los 400 minutos una seccioacuten de valores contantes
que presenta un ligero incremento sin embargo las curvas solo presentan una
diferencia en promedio de 0000183 JcmmiddotmindegC y un error de 05
Figura 512 Contraste entre la conductividad total de un modelo discreto Complex y un modelo
discreto Complex con Thcontab
53 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
En la Figura 513 se expone la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en
el modelo integral Complex La conductividad teacutermica total del sistemas al
introducir los valores contantes de conductividad (Curva 1) se describe una
conductividad constante en el tiempo con una recta de pendiente cero con el
mismo valor que se introdujo en el simulador cada fase con el mismo valor de
conductividad y por balance de masa incrementar la saturacioacuten de agua
disminuye proporcionalmente la saturacioacuten de petroacuteleo mantenieacutendose
constante la porosidad lo cual indica un mismo valor volumeacutetrico de roca en la
89
ecuacioacuten de volumen ponderado que calcula la conductividad teacutermica total
quien arroja el mismo resultado en cada paso de tiempo Mientras que al
habilitar la opcioacuten Thcontab es igualmente asignando el mismo valor de
conductividad teacutermica para todas las fases pero indicando la variacioacuten con la
temperatura se permite observar que la conductividad teacutermica de la roca y la
total del sistemas presentan unas curvas solapadas que incrementan con el
transcurrir del tiempo
Anaacutelogamente estas curvas son iguales por el balance de materiales el aumento
de la curva se debe a la variacioacuten de los valores de conductividad a traveacutes del
tiempo seguacuten indica la tabla Thcontab Al comparar ambas curvas de
conductividad teacutermica total se observa una diferencia de 00002163
JcmmiddotmindegC y un error de 19 (ver ANEXO D)
Figura 513 Contraste de la conductividad total de un modelo integral Complex y la
conductividad total y de la roca de un modelo integral con Thcontab
90
54 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
En la Figura 514 se pueden comparar los valores de conductividad teacutermica
considerando el modelo cargando de forma discreta e integral La capacidad
caloriacutefica y la saturacioacuten no se ven afectadas por el tipo de modelo que se
emplee la temperatura al contrario si representa una diferencia de 102 entre
los minutos 400 y 800 En el modelo discreto la conductividad es 345 veces
mayor al modelo integral mantenieacutendose este en el valor contante de 0011100
JcmmiddotmindegC y por el contrario el modelo discreto iniciando en 00293004
JcmmiddotmindegC y ascendiendo hasta el valor de 0038362 JcmmiddotmindegC esto se debe
que aunque el simulador emplea la ecuacioacuten 8 con los valores de conductividad
de cada elementos (roca agua y petroacuteleo) constantes a traveacutes del tiempo pero
las saturaciones variacutean a traveacutes del tiempo eacutestos cambios en las saturaciones
hacen que la conductividad teacutermica total ascienda tendiendo a la conductividad
de quien incrementa su saturacioacuten eacuteste es el caso del agua y la cual posee una
conductividad mayor Ambas curvas tienen una diferencia de 0022731
JcmmiddotmindegC y un error de 672 (ANEXO E)
91
Figura 514 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad capacidad caloriacutefica temperatura
y saturacioacuten total de un modelo discreto Complex con un modelo integral Complex
55 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Aunque ambos modelos (integral y discreto) fueron ejecutados con Thcontab lo
que permite para ambos casos graficar la conductividad teacutermica de la roca solo
se graficoacute para el modelo discreto (Figura 515) ya que al realizar un modelo
integral la conductividad teacutermica de la roca es la misma que la conductividad
teacutermica total y ambas curvas se solapan En el modelo discreto se aprecia que
la conductividad teacutermica de la roca disminuye al transcurrir del tiempo donde
ocurre el aumento de temperatura tal y como lo enuncia Messmer (1980) afirma
ldquoLa conductividad teacutermica de las arenas no consolidadas disminuyen con el
aumento de la temperatura debido a los efectos del mineral cuarzo que es un
material cristalino con propiedades teacutermicas anisotroacutepicas presente en estos
sistemasrdquo El cuarzo que es el mineral que predomina en las areniscas seguacuten
estudios llevados a cabo en PDVSA - Intevep (2016) mediante Difraccioacuten de
92
Rayos X determinaron que posee mayor porcentaje (66) presente en el
sistema de yacimiento petroliacutefero campo Petrocarabobo En las curvas de
conductividad teacutermica total entre los modelo discreto e integral se obtuvo una
diferencia en promedio de 0023130 JcmmiddotmindegC y un error de 2125 y entre
las curvas de conductividad teacutermica de la roca una diferencia en promedio de
0004859 JcmmiddotmindegC y un error de 446 (ANEXO F)
Figura 515 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad total de un modelo discreto
Complex Thcontab y un modelo integral Complex Thcontab
93
CONCLUSIONES
Las arenas consolidadas secas pueden tener una conductividad teacutermica
mayor que las arenas no consolidadas sin fluidos con la misma
composicioacuten debido a que ocupa mayor proporcioacuten volumeacutetrica en un
volumen determinado es decir hay mayor contacto entra los poros de la
matriz
El caacutelculo de la conductividad total del sistema se realiza mediante el
meacutetodo Complex debido a que utiliza la ecuacioacuten de mezcla no lineal
recomendada por CMG tomando en cuenta las conductividades y
saturaciones de los fluidos presentes e interrelaciones entre las fases
En modelo integral Thcontab todos los valores de conductividad teacutermica
aumentan sin importar el comportamiento particular con la temperatura
asiacute como el orden de magnitud de cada fase (roca agua petroacuteleo y gas)
por lo tanto no representa el comportamiento real de la transferencia de
calor en el medio poroso
Se concluye que es la roca la fase que causa maacutes variacioacuten en la
temperatura al realizarle la variacioacuten en los valores de conductividad
teacutermica de la roca un error de 570 al asignar kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC
Al contrastar los modelos cargados de forma discreta e integral se
contempla que las curvas de conductividad total tienen un error relativo
de 672
94
Entre los modelos discreto e integral cargados con thcontab se obtuvo
que las curvas de conductividad teacutermica total presentaban un error de
2125 y entre las curvas de conductividad teacutermica de la roca de ambos
modelos un error de 446
Debido al alto error entre los valores de conductividad teacutermica obtenida
entre las curvas de los modelos cargados de forma discreta e integral no
se pueden considerar como modelos equivalentes
Al realizar el estudio de los efectos de variar los valores de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se encontroacute que al asignar el valor
maacuteximo ocurre una disminucioacuten importante en los valores de la
saturacioacuten de agua y temperatura de los modelos discreto e integral Por
otro lado en el caso de la conductividad teacutermica causa un aumento de la
curva para el modelo discreto y una curva por debajo de la curva del
modelo base para el modelo integral
95
RECOMENDACIONES
Realizar estudio de determinacioacuten de propiedades teacutermica en muestras
saturadas elaborando sensibilidades en las saturaciones de los fluidos
presentes
Para representar las condiciones reales del yacimiento con un crudo
vivo y tres fases (petroacuteleo agua y gas) se debe incluir un PVT del fluido
para evaluar los procesos de transferencia de calor
Profundizar en el estudio de RMN y calorimetriacutea para obtener los
paraacutemetros teacutermicos en todas las direcciones (I J K) del tapoacuten ya que
existe en general presentan un comportamiento anisotroacutepico y
disminuye la certidumbre de las propiedades teacutermicas el considerar que
el sistema tiene cualidades de Isotropiacutea
Realizar modelos de simulacioacuten numeacuterica suministrando los valores de
conductividad teacutermica de forma discreta
96
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99
ANEXOS
ANEXO A Propiedades RMN de los fluidos de yacimientos Fuente Coates y cols (1999)
Fluidos T1 (ms) T2 (ms) T1T2 Viscosidad (cP)
Salmuera 1 ndash 500 1 - 500 2 02 - 08
Petroacuteleo Liviano 3000 ndash 4000 300 - 1000 4 02 - 100
Gas 4000 ndash 5000 30 - 60 80 0011 - 0014
ANEXO B Valores promedio de conductividad teacutermica total al variar la conductividad de las
fases
Figuras
51 - 53
Kt (JcmmiddotmindegC) Temperatura
final (degC) Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
Sensibilidad 6 002543 0020102 0022766 899
Sensibilidad 3 0069244 007729 0073267 897
Sensibilidad 5 0020747 0036985 0028866 898
Sensibilidad 2 007738 00771575 007738 897
Sensibilidad 4 0000488 0000506 0000497 90
Sensibilidad 1 168611 322573 245592 896
Modelo base 00293 0038362 0033831 898
100
ANEXO C Contraste de conductividad y temperatura entre sensibilidades de conductividad
101
ANEXO D Contraste de conductividad total al habilitar Thcontab en modelos integrales
Figura
513
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0000216 194
kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
ANEXO E Contraste de conductividad total entre modelo integral y discreto
Figura 514
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0022731 6719 kt discreta
Complex 00293 0038362 0033831
ANEXO F Contraste de kt y kr entre modelo integral y discreto Thcontab
Figura 515
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt discreta
Complex
Thcontab
0032386 0035643 0034014
002313 21251 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr discreta
Complex
Thcontab
0017683 0013803 0015743
0004859 4464 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
viii
221172 STARSreg 29
221173 RESULTSreg 29
2212 Sistema integral 29
2213 Sistema discreto 29
2214 Modelo integral 30
2215 Modelo discreto 30
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos 30
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total 31
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total 31
221612 Simple 32
221613 Complex 32
221614 Temper 33
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB) 33
CAPIacuteTULO III 35
AacuteREA DE ESTUDIO 35
31 DESCRIPCIOacuteN DEL AacuteREA DE ESTUDIO 35
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco 35
312 Aacuterea de Carabobo 36
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas 36
314 Estratigrafiacutea regional 37
315 Miembro Morichal 37
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas 39
CAPIacuteTULO IV 40
MARCO METODOLOacuteGICO 40
41 TIPO DE LA INVESTIGACIOacuteN 40
LA MODALIDAD DE LA INVESTIGACIOacuteN CUMPLE CON LAS CARACTERIacuteSTICAS
DEL TIPO EVALUATIVO 40
42 DISENtildeO DE LA INVESTIGACIOacuteN 40
ix
43 PROCEDIMIENTO METODOLOacuteGICO 41
431 Revisioacuten bibliograacutefica 42
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten 43
44 CARACTERIZACIOacuteN DE LOS FLUIDOS 49
45 USO DE STARSreg 55
451 Construccioacuten del mallado 55
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas 56
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca 56
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad 60
454 Seccioacuten de componentes 60
4541 Densidades 60
4542 Viscosidades de la fase liacutequida 61
4543 General 64
46 SECCIOacuteN DE ROCA-FLUIDO 65
47 SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES 66
48 SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
49 SELECCIOacuteN DE POZOS Y DATOS RECURRENTES 67
410 DATO DE SALIDA IO CONTROL 71
411 SENSIBILIDADES 71
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total 72
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas 72
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica 72
412 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO DISCRETO 73
413 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO INTEGRAL 73
414 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON MODELO INTEGRAL 73
415 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON THCONTAB CON
MODELO INTEGRAL THCONTAB 73
CAPIacuteTULO V 74
ANALISIS DE RESULTADOS 74
x
51 SENSIBILIDADES 74
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica 74
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua 75
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo 76
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca 77
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas 80
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica 82
52 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO DISCRETO 87
53 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO INTEGRAL 88
54 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON MODELO INTEGRAL 90
55 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON THCONTAB CON
MODELO INTEGRAL THCONTAB 91
CONCLUSIONES 93
RECOMENDACIONES 95
BIBLIOGRAFIacuteA 96
ANEXOS 99
xi
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 21 VISCOSIDAD DEL CRUDO VS TEMPERATURA FUENTE PUERTA (2015) 15
FIGURA 22 INYECCIONES DE AGUA CALIENTE FUENTE BRICENtildeO (2015) 16
FIGURA 23 GRAacuteFICA TASAS DE FLUIDOS EN FUNCIOacuteN DEL TIEMPO (SEPUacuteLVEDA 2005) 28
FIGURA 31 FAJA PETROLIacuteFERA DEL ORINOCO FUENTE PUERTA (2015) 35
FIGURA 32 AacuteREA DE CARABOBO Y SUS LIacuteMITES TERRITORIALES FUENTE PUERTA (2015) 36
FIGURA 33 CUENCAS PETROLIacuteFERAS DE LA REPUacuteBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA FUENTE
PUERTA (2015) 37
FIGURA 34 CONFIGURACIOacuteN ESTRUCTURAL FUENTE ARCHIVOS DE PETROINDEPENDENCIA
SA 38
FIGURA 41 FASES DE LA METODOLOGIacuteA APLICADA 42
FIGURA 42 SISTEMA PARA CONFINAMIENTO DE MUESTRAS DE ROCA NO CONSOLIDADAS
FUENTE INTEVEP SA CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS
DE VENEZUELA SA 44
FIGURA 43 PROCESO COMPLETO DE EMPAQUE DE MUESTRAS FUENTE PDVSA-INTEVEP 44
FIGURA 44 RESONADOR MARAN ULTRA DRX 2 FUENTE PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 45 INSTRUMENTO PARA LA REALIZACIOacuteN DE LA PRUEBA CALORIMEacuteTRICA FUENTE
PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 46 EQUIPO DE LIMPIEZA DE MUESTRAS DEAN-STARS A) ANTES DE LA LIMPIEZA DE
MUESTRA Y B) DURANTE LA LIMPIEZA DE MUESTRAS 48
FIGURA 47 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 35N FUENTE PDVSA-
INTEVEP 50
FIGURA 48 RETROVISCO RV 2030 MARCA HAAKE FUENTE PDVSA-INTEVEP 51
FIGURA 49 DIAGRAMA DE UN SIMULADOR FIacuteSICO DE YACIMIENTOS FUENTE INTEVEP SA
CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS DE VENEZUELA SA 52
FIGURA 410 ESQUEMA DEL PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL PARA LA DETERMINACIOacuteN DE
CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA POR EL MEacuteTODO DE ESTADO NO ESTACIONARIO
FUENTE DIacuteAZ (2014) 53
FIGURA 411 EFECTO DE LA VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA SOBRE LAS CURVAS DE
PERMEABILIDAD RELATIVA PARA MUESTRAS DEL CAMPO PETROCARABOBO 54
FIGURA 412 TRANSFORMACIOacuteN DEL AacuteREA TRANSVERSAL PARA LA CONSTRUCCIOacuteN DEL
MALLADO 56
xii
FIGURA 413 VENTANA PARA INGRESAR LOS DATOS DE COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA Y
PRESIOacuteN DE POROSIDAD DE REFERENCIA 57
FIGURA 414 VENTANA DE LAS PROPIEDADES TEacuteRMICAS 58
FIGURA 415 VENTANA DE LAS PEacuteRDIDAS DE CALOR POR LAS ROCAS ADYACENTES 58
FIGURA 416 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 4500M FUENTE
PDVSA-INTEVEP 61
FIGURA 417 VENTANA PARA INSERTAR LA DENSIDAD DE LOS FLUIDOS 61
FIGURA 418 CURVA DE LA VISCOSIDAD DEL CRUDO 64
FIGURA 419 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE COMPONENTES PARA INTRODUCIR LOS VALORES DE
REFERENCIA EN LA SUBSECCIOacuteN GENERAL 65
FIGURA 420 CURVA DE PERMEABILIDAD 66
FIGURA 421 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES SE MUESTRA EL VALOR DE
PRESIOacuteN Y PROFUNDIDAD DE REFERENCIA SUMINISTRADA AL SIMULADOR 67
FIGURA 422 VENTANA DE CONSTRAINS DEL POZO INYECTOR 68
FIGURA 423 VENTANA PARA DESCRIPCIOacuteN DEL FLUIDO DE INYECTADO 69
FIGURA 424 HISTOacuteRICO DE PRODUCCIOacuteN EMPLEADO PARA EL MODELO 70
FIGURA 425 VENTANA DE CONSTRAINS DEL PROZO PRODUCTOR 71
FIGURA 51 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL AGUA EN LA
TEMPERATURA 76
FIGURA 52 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL PETROacuteLEO EN
LA TEMPERATURA 77
FIGURA 53 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
TEMPERATURA 78
FIGURA 54 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
CAPACIDAD 79
FIGURA 55 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN EL
AVANCE DE 80
FIGURA 56 SATURACIOacuteN Y CAPACIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 57 TEMPERATURA Y CONDUCTIVIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 58 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO COMPLEX THCONTAB 84
FIGURA 59 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO
COMPLEX THCONTAB 85
xiii
FIGURA 510 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 86
FIGURA 511 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL
COMPLEX THCONTAB 87
FIGURA 512 CONTRASTE ENTRE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
Y UN MODELO DISCRETO COMPLEX CON THCONTAB 88
FIGURA 513 CONTRASTE DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO INTEGRAL COMPLEX Y
LA CONDUCTIVIDAD TOTAL Y DE LA ROCA DE UN MODELO INTEGRAL CON THCONTAB 89
FIGURA 514 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD CAPACIDAD
CALORIacuteFICA TEMPERATURA Y SATURACIOacuteN TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
CON UN MODELO INTEGRAL COMPLEX 91
FIGURA 515 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO
DISCRETO COMPLEX THCONTAB Y UN MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 92
xiv
LISTA DE TABLAS
TABLA 21 GRAVEDAD API DE LOS HIDROCARBUROS 13
TABLA 22 POROSIDAD DE LOS MINERALES DE YACIMIENTOS 17
TABLA 23 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DEL AGUA 21
TABLA 41 VALORES DE LAS DIMENSIONES DE LAS MUESTRA A ESTUDIAR 43
TABLA 42 CONDICIONES EMPLEADAS EN LA TEacuteCNICA DE RMN 45
TABLA 43 COMPOSICIOacuteN DE LA SALMUERA 50
TABLA 44 DIMENSIONES DE LA MUESTRA EN FORMA DE CILINDRO 55
TABLA 45 DIMENSIONES DE LAS CELDAS DEL MALLADO 56
TABLA 46 INFORMACIOacuteN PETROFIacuteSICA DE LA MUESTRA 56
TABLA 47 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO DISCRETO 59
TABLA 48 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO INTEGRAL 59
TABLA 49 VALORES POR DEFECTOS DEL SIMULADOR 60
TABLA 410 VISCOSIDAD DE LOS FLUIDOS CON SU RESPECTIVA TEMPERATURA 63
TABLA 411 MODIFICACIONES EN LA SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
TABLA 51 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DE STAR Y OBTENIDO EXPERIMENTALMENTE 75
TABLA 52 SENSIBILIDADES DE LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA 75
TABLA 53 VALORES DE CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE STAR Y OBTENIDO
EXPERIMENTALMENTE 82
TABLA 54 SENSIBILIDADES DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE LA ROCA 82
1
INTRODUCCIOacuteN
Debido a la merma de crudos livianos y medianos a nivel mundial y nacional
aunado a los altos costos de la energiacutea y la necesidad de restituir la reserva se
estaacute incentivando a la empresa petrolera nacional a explotar de forma eficiente
las reservas de crudos pesados y extra-pesados a un ritmo maacutes acelerado los
cuales se caracterizan seguacuten la API (American Petroleum Institute) por ser
poseedores de altas viscosidades dificultando asiacute el proceso de explotacioacuten y
extraccioacuten (PDVSA 2010)
Dadas las reservas que de estos tipos de crudos en Venezuela se presentan en la
Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se ha establecido como reto el trabajar en
mejorar e innovar en tecnologiacuteas a nivel de exploracioacuten y explotacioacuten con la
finalidad de garantizar la mayor optimizacioacuten de los recursos proteger la
integridad del yacimiento y disminuir el impacto ambiental Entre los aspectos
maacutes importantes a tener en cuenta destaca la necesidad de contar con una
correcta caracterizacioacuten del yacimiento ya que eacutesta brinda la informacioacuten
baacutesica necesaria para definir la tecnologiacutea maacutes adecuada para el proceso de
explotacioacuten del yacimiento (Doumat 2016)
En particular para el caso de los yacimientos de crudos pesados y extra-
pesados existen diversas tecnologiacuteas para su extraccioacuten y explotacioacuten de
acuerdo a un proceso de recuperacioacuten mejorada de hidrocarburos (RMH)
dentro de las cuales destacan aquellos basados en meacutetodos teacutermicos (Ferrer
2009) Para la aplicacioacuten de estos meacutetodos en particular es necesario contar con
una evaluacioacuten de las propiedades teacutermica del yacimiento la cual usualmente
poco se ejecuta pero que resulta de gran importancia ya que permite conocer
coacutemo ocurre la transferencia de calor en el sistema dadas las dificultades
presentadas principalmente por las altas viscosidades encontradas en estos tipos
2
de crudos Es por ello que la estimacioacuten de propiedades teacutermicas del
yacimiento como difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad caloriacutefica y
conductividad teacutermica debe ser realizada previo a la seleccioacuten de la tecnologiacutea
a implementar para la extraccioacuten del crudo con la finalidad de conocer su
influencia en las propiedades de interaccioacuten roca-fluido que toman vida en el
yacimiento al implementar dichas tecnologiacuteas
Los paraacutemetros teacutermicos de los yacimientos asociados a la Empresa Mixta
Petrocarabobo a considerar en este trabajo son obtenidos de las pruebas de
laboratorio empleando las teacutecnicas de Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN) y
Calorimetriacutea estos seraacuten utilizados para evaluar su impacto en la transferencia
de calor mediante una simulacioacuten numeacuterica empleando el software Starsreg de
la empresa canadiense CMG (Computer Modelling Group) Asiacute en funcioacuten a lo
anteriormente expuesto en este estudio se plantea evaluar el efecto de las
propiedades teacutermicas sobre un sistema de yacimiento de forma discreta y
continua entendieacutendose por evaluacioacuten discreta el escenario donde cada uno
de los componentes del sistema (arena agua y crudo) son estudiados por
separado mientras que el continuo representa el sistema roca-fluido evaluado
como un solo elemento
3
CAPIacuteTULO I
EL PROBLEMA
11 Planteamiento de problema
La caracterizacioacuten de los yacimientos contempla en teacuterminos generales todos
aquellos estudios previos que se realizan para conocer las propiedades del
sistema roca-fluido a fin de optimizar los consiguientes procesos y por ende
entre otros aspectos mitigar los costos durante la explotacioacuten A nivel teacutermico
los fenoacutemenos asociados a esta caracterizacioacuten son actualmente determinados
de forma empiacuterica a condiciones ideales o por teacutecnicas que finalmente soacutelo
estiman la conductividad teacutermica de las rocas razoacuten por la cual se plantea en
este trabajo evaluar la influencia de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma
discreta y continua para un yacimiento petroliacutefero de arena no consolidada y
crudo extra-pesado asociado al Bloque Carabobo de la Faja Petroliacutefera del
Orinoco bajo una metodologiacutea experimental de tipo evaluativa a traveacutes del
simulador numeacuterico CMG Starsreg
12 Objetivos de la investigacioacuten
121 Objetivo general
Evaluar el impacto de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma discreta y
continua para un yacimiento asociado a la Faja Petroliacutefera del Orinoco a traveacutes
de simulacioacuten numeacuterica
4
122 Objetivos especiacuteficos
Recopilar la informacioacuten disponible de anaacutelisis experimentales en
propiedades teacutermicas de yacimientos de la FPO asiacute como las de
propiedades baacutesicas y de interaccioacuten roca fluidos
Construir el modelo de simulacioacuten numeacuterica para representar los
fenoacutemenos teacutermicos
Evaluar los escenarios de simulacioacuten resultantes de considerar las
variables teacutermicas de forma discreta y continua
Cotejar el impacto de los fenoacutemenos teacutermicos sobre los resultados
obtenidos en las simulaciones ejecutadas para los escenarios planteados
(discreto y continuo)
13 Justificacioacuten de la investigacioacuten
En la Faja Petroliacutefera del Orinoco los pozos estaacuten asociados a crudos pesados y
extra-pesados con viscosidades altas entre 1000 y 13000 cP aproximadamente
para el crudo vivo y viscosidades de hasta maacutes de 1000000 cP para el crudo
muerto lo cual dificulta las pruebas experimentales a nivel de laboratorio
Dadas estas condiciones es necesario estudiar las tecnologiacuteas existentes que
tienen lugar en el proceso de extraccioacuten de crudo debido a las dificultades que
se presentan al desplazar un fluido de tan alta viscosidad a traveacutes del medio
poroso que constituye el yacimiento (PDVSA 2006)
La tecnologiacutea maacutes empleada para estos tipos de crudos y que ha brindado
buenos resultados es la aplicacioacuten de meacutetodos teacutermicos con el fin de disminuir
la viscosidad del petroacuteleo para facilitar su movilidad a traveacutes del medio poroso
Es por ello que surge la necesidad de profundizar en el estudio de los
fenoacutemenos teacutermicos y asiacute garantizar la eficiencia de la aplicacioacuten de energiacuteas
5
adicionales para obtener una mayor explotacioacuten y produccioacuten que beneficie los
intereses de las compantildeiacuteas petroleras generando mayores ingresos
Entre los fenoacutemenos teacutermicos maacutes relevantes que toman lugar durante estos
procesos es importante resaltar la difusividad teacutermica la cual brinda
informacioacuten de la propagacioacuten de energiacutea a traveacutes de un medio (Cengel 2011)
el calor especiacutefico que indica la cantidad de calor necesaria a aplicar para que
un cuerpo eleve su temperatura un grado la capacidad caloriacutefica que indica la
cantidad de calor necesaria para aumentar un grado centiacutegrado la temperatura
de un volumen de sustancia determinado y por uacuteltimo la conductividad teacutermica
que muestra la capacidad de un cuerpo para conducir el calor a traveacutes de eacutel
(Cengel 2011)
Debido a que la evaluacioacuten experimental de estas propiedades teacutermicas es
compleja y costosa dentro de la industria petrolera en los uacuteltimos antildeos se ha
recurrido a ecuaciones empiacutericas como las reportadas por (Seto et al 1991) en
esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis como RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten
numeacuterica con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un
sistema en el que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y
continua para a su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y
calorimetriacutea para determinar dichas propiedades teacutermicas
14 Alcance de la investigacioacuten
Evaluar los paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma continua y discreta a traveacutes
de una simulacioacuten numeacuterica de yacimiento que permita determinar el impacto
de cada una de las variables teacutermicas sobre la dinaacutemica de los fluidos en
consideracioacuten para cada una de las condiciones indicadas continua y discreta
asiacute como establecer cuaacutel de estas dos condiciones experimentales en la
6
evaluacioacuten de los paraacutemetros teacutermicos es maacutes rentable y efectivo para el estudio
de fenoacutemenos teacutermicos difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad
caloriacutefica y conductividad teacutermica
15 Limitaciones
Como una de las principales limitaciones del trabajo se presenta el posible
vencimiento de la licencia del software de simulacioacuten de yacimientos empleado
en la investigacioacuten (Starsreg de CMG) De igual manera la disponibilidad de
paraacutemetros experimentales que aporten informacioacuten de los fenoacutemenos teacutermicos
sobre sistemas de yacimientos que permitan obtener una caracterizacioacuten maacutes
amplia de la influencia de los mismos sobre los resultados de la simulacioacuten
Ademaacutes se debe tener en consideracioacuten los siguientes aspectos
Los datos de las propiedades se obtienen de pruebas de laboratorio para
crudo extra-pesados de la FPO
Los datos utilizados corresponden a resultados de experimentos a
saturacioacuten de agua irreducible (Swirr) 85 sin presencia de gas en el
sistema
Los modelos existentes en los simuladores representan correlaciones
desarrolladas con petroacuteleo convencional mientras que en este estudio se
utiliza petroacuteleo extra-pesado Tanto en las ecuaciones de mezclas de las
fases liquida y gaseosa como en la dependencia con temperatura de las
propiedades teacutermicas
La evaluacioacuten del comportamiento integral implica asignacioacuten de la
propiedad igual para todas las fases presentes mientras que la discreta
especifica los valores individuales
7
Se realiza una verificacioacuten del efecto de la variacioacuten de las propiedades
teacutermica en el comportamiento transitorio de la temperatura y la diferencia
al considerar los enfoques discreto e integral
El estudio no pretende ser riguroso ni presentar el estado del arte de las
propiedades teacutermicas involucradas en el flujo de fluidos
No se estudia el efecto de la temperatura en las curvas de permeabilidad
relativa
8
CAPIacuteTULO II MARCO TEOacuteRICO
MARCO TEOacuteRICO
21 Antecedentes de la investigacioacuten
Anand et al (1973) ldquoPredicting Thermal Conductivities of formations From
Other Know Propertiesrdquo
Obtuvieron correlaciones para la estimacioacuten de la conductividad teacutermica de
areniscas saturadas de liacutequido con un conocimiento de la conductividad de la
arenisca seca y de las propiedades del fluido que la satura
La conductividad teacutermica de la roca seca ha mostrado ser funcioacuten de la
densidad el espacio poral el tamantildeo y tipo de grano cementacioacuten y
composicioacuten mineral La conductividad teacutermica de materiales que tienen
estructura cristalina como el cuarzo decrece con el incremento de temperatura
Zierfuss y Van der Vliet realizaron estudios para arenas consolidadas donde
establecieron que la conductividad teacutermica aumentaba si la permeabilidad y la
porosidad aumentaba
Guiados por la correlacioacuten de Tikhomirov (para rocas secas) se obtuvieron una
familia de curvas descritas por la ecuacioacuten de Somerton (para las areniscas
saturadas) que toma en cuenta la variacioacuten de la temperatura Los cambios de
fase afectan la conductividad pero esto es un efecto de la saturacioacuten del fluido
en lugar de un efecto de temperatura en siacute
La compresioacuten es una fuerza opuesta a la presioacuten de poro si la presioacuten de poro
disminuye entonces gobernara la compresioacuten y aumentara la conductividad
teacutermica porque causara mayor contacto La presioacuten de poro puede estar
asociada al comportamiento del fluidos contenido en los poros y la reduccioacuten
de la presioacuten de poro puede deberse a la vaporizacioacuten de alguno de los fluidos y
9
esto puede causar la reduccioacuten de la conductividad teacutermica sin embargo esto
se atribuye a un efecto de saturacioacuten y no de presioacuten de poro en siacute
Somerton et al (1974) ldquoThermal Behavior of Uncosolidated Oil Sandsrdquo
La conductividad teacutermica de las arenas petroliacuteferas no consolidadas han sido
medidas y correlacionadas con otras propiedades fiacutesicas del sistema roca-fluido
donde se ha determinado que el fluido mojante tiene un efecto dominante en el
valor de la conductividad y ademaacutes el soacutelido con mayor porcentaje en la
composicioacuten de la roca
Explica que para las arenas consolidadas la conductividad teacutermica de la arena
saturada con salmuera es de 2 a 3 veces mayor que la conductividad teacutermica de
la arena seca Mientras que para las arenas no consolidadas las arenas saturas de
salmuera son de 6 a 8 veces la conductividad teacutermica de la arena seca
Los efectos de la variacioacuten de la temperatura en la conductividad teacutermica para
las arenas no consolidadas son relativamente pequentildeos y pueden ser evaluados
con una simple ecuacioacuten lineal igualmente los efectos de la variacioacuten de la
presioacuten La conductividad teacutermica de la roca seca es baja por el contacto entre
granos la fase mojante aumenta la conexioacuten y asiacute aumenta la conductividad
En las arenas es importante tambieacuten el efecto de la porosidad y la conductividad
de los soacutelidos aunque presenta menor importancia la conductividad tambieacuten es
afectada por el tamantildeo de granos forma y distribucioacuten permeabilidad y
resistividad eleacutectrica son los factores maacutes relacionados la conductividad
teacutermica pero solo en cuanto a otras propiedades como el tamantildeo de los poros
la forma y la tortuosidad que a su vez se relacionan con la conductividad
teacutermica
Desarrollaron un modelo matemaacutetico para predecir que la conductividad de
algunas rocas saturadas incrementa casi linealmente con el aumento de la fase
mojante y hay una gran disminucioacuten de la conductividad entre la saturacioacuten de
10
agua connata y el 100 por ciento de la saturacioacuten del fluido no mojante Chu
antildeadioacute el teacutermino de saturacioacuten en la ecuacioacuten
Maiquiza (2008) ldquoEstudio de recuperacioacuten mejorada de petroleo por
inyeccion de agua caliente en un yacimiento de crudos pesados de un campo
del oriente ecuatorianordquo
Se presenta el meacutetodo de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo por inyeccioacuten de
agua caliente ademaacutes incluye las propiedades teacutermica de las rocas y de los
fluidos y sus respectivas ecuaciones
Los mecanismos de recuperacioacuten de petroacuteleo en un yacimiento de crudos
pesados por inyeccioacuten de agua caliente se debe al mejoramiento de la movilidad
del petroacuteleo como resultado de la reduccioacuten de su viscosidad debido al
incremento de la temperatura durante el anaacutelisis del proyecto consiguioacute
mejorar la relacioacuten de movilidad de 7457 a la temperatura inicial del
yacimiento de 200ordmF a un valor de 3831 a una temperatura de 328ordmF Los
mecanismos de recuperacioacuten del crudo durante los procesos de recuperacioacuten
mejorada dependen de las propiedades que tenga el crudo es decir si se trata de
un crudo liviano pesado o extra-pesado Al mejorar la relacioacuten de movilidad
con la inyeccioacuten de agua caliente se consigue mejorar la eficiencia de
desplazamiento de 0512 a 0542 Un proceso de inyeccioacuten de agua caliente se
debe aplicar en yacimientos donde la viscosidad sea relativamente alta mayor a
50 Cp
Al realizar una comparacioacuten entre el modelo de inyeccioacuten convencional de agua
y la inyeccioacuten de agua caliente la eficiencia en la recuperacioacuten de petroacuteleo es un
poco menor del doble en la inyeccioacuten de agua caliente
Bricentildeo (2015) ldquoTransferencia de calor en los yacimientos petroleros y sus
ecuaciones de estadordquo
11
Las consideraciones generales para estudiar la transferencia de calor mediante
procesos teacutermicos son presioacuten porosidad espesor de la arena movilidad del
petroacuteleo Las propiedades teacutermicas maacutes importantes de los fluidos desde el
punto de vista teacutermico viscosidad densidad calor especiacutefico conductividad
teacutermica conductividad teacutermica de liacutequidos y gases conductividad teacutermica de
rocas capacidad caloriacutefica de rocas saturadas Trata la transferencia de calor
mediante la utilizacioacuten de calentadores de fondo (inyeccioacuten de fluidos calientes
y combustioacuten in situ) y los mecanismos de transferencia de calor en la
formacioacuten conduccioacuten y conveccioacuten
Doumat (2016) ldquoEvaluacioacuten de las propiedades teacutermicas del yacimiento no
consolidado campo Petrocarabobo de la Faja Petroliacutefera del Orinocordquo
El objetivo de este trabajo fue evaluar las propiedades teacutermicas del yacimiento
petroliacutefero no consolidado asociado del Campo Petrocarabobo de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco considerando las teacutecnicas de RMN y calorimetriacutea a fin
estudiar el comportamiento de la transferencia de calor en este yacimiento Se
realizoacute una comparacioacuten de los resultados obtenidos en un rango de temperatura
entre 50 y 200degC para el sistema de yacimiento con fluidos y para el sistema de
yacimiento sin fluidos evaluando la difusividad teacutermica el calor especiacutefico la
capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica
22 Bases teoacutericas
En las bases teoacutericas se describen principios definiciones y suposiciones que
sirven de soporte para evaluar la influencia de las propiedades teacutermicas
involucradas en el flujo de fluidos en el yacimiento mediante la transferencia de
masa (flujo de fluidos) y energiacutea al sistema (conduccioacuten de calor)
12
221 Yacimiento
Un yacimiento puede ser definido como una unidad geoloacutegica de volumen
limitado porosa y permeable capaz de contener hidrocarburos liacutequidos yo
gaseosos a traveacutes de la cual estos fluidos pueden desplazarse para ser
recuperados bajo presiones existentes o aplicadas externamente Estaacute
constituido por dos elementos fundamentales el medio recipiente y los fluidos
almacenados en ese medio Implica la correlacioacuten de dos aspectos baacutesicos para
la industria petrolera las consideraciones geoloacutegicas y las propiedades de los
fluidos contenidos en el yacimiento (Escobar 2004)
2211 Yacimientos consolidados
Son aquellos que por lo general tienen mayor cantidad de material cementante
que permite que el nivel de cohesioacuten entre los granos sea elevado es decir que
los granos esteacuten fuertemente compactados sumado al efecto de soterramiento
(Araujo 2004)
2212 Yacimientos no consolidados
Son aquellos que suelen tener poco material de matriz (material de
cementacioacuten) que mantenga unido los granos de arena y por lo general tambieacuten
se conoce con el nombre de arenas poco consolidadas constituidas por
formaciones terciarias joacutevenes (Araujo 2004)
222 Fluidos contenidos en los yacimientos
Las rocas de yacimiento contienen agua de formacioacuten petroacuteleo y gas siendo
los dos uacuteltimos fluidos compuestos orgaacutenicos (Carbono e Hidroacutegeno)
normalmente denominados hidrocarburos (Araujo 2004)
2221 Agua de formacioacuten
Es agua salada atrapada en los intersticios de los sedimentos de un yacimiento
durante su deposicioacuten Tambieacuten se conoce como agua intersticial o agua
connata El agua de formacioacuten resulta ser de 3 a 4 veces maacutes salina que el agua
de mar y contiene en promedio 35 en peso o 35000 ppm de Cloruro de
13
Sodio (NaCl) Entre los iones predominantes en las sales disueltas presentes en
las aguas de formacioacuten se encuentran Na+ K
+ Mg
++ Ca
++ Ba
++ Li
+ Cl
ndash
NO3ndash CO3
= HCO3
ndash y SO4
= (Araujo 2004)
2222 Hidrocarburos (Crudo)
Los hidrocarburos son compuestos formados por cadenas lineales o ramificadas
de carbonos unidas por enlaces de hidroacutegeno De acuerdo a las condiciones de
presioacuten y temperatura del yacimiento los hidrocarburos pueden encontrarse en
estado liacutequido o gaseoso Ademaacutes en el medio poroso de la roca el crudo
puede estar acompantildeado por trazas de oxiacutegeno nitroacutegeno azufre y ciertos
metales como el vanadio hierro niacutequel cobre entre otros (Bear 1972) Eacutestos
se clasifican en livianos medianos pesados y extra-pesados seguacuten sus dos
propiedades maacutes relevantes (densidad y gravedad degAPI) como se muestra en la
Tabla 21 (Araujo 2014)
Tabla 21 Gravedad API de los Hidrocarburos
Crudo Densidad
(gcm3)
degAPI
Extra-pesado gt 1 lt10
Pesado 10 - 092 1000 - 2230
Mediano 092 - 087 2230 - 3110
Ligero 087 - 083 3110 - 3900
Suacuteper Ligero lt 083 gt39
Fuente Araujo (2004)
223 Grados API
Es una escala de medicioacuten utilizada para hidrocarburos basaacutendose en su peso
especiacutefico es decir con relacioacuten al agua con la cual se define la calidad del
crudo (liviano mediano pesado extra-pesado) (PDVSA 2010)
224 Crudos Extra-pesados
El teacutermino se refiere a todo tipo de crudo cuya densidad medida en Gravedad
API es menor que 10degAPI es maacutes pesado que el agua y su viscosidad libre de
14
gas estaacute por debajo de los 10000 cP a temperatura de yacimiento y a presioacuten
atmosfeacuterica Posee ademaacutes un contenido aproximado de azufre de 35 y un
contenido de metales de aproximadamente 488 ppm (V Ni entre otros)
Debido a estas caracteriacutesticas el crudo extra-pesado tiene problemas de
movilidad tanto en el yacimiento como en la superficie
Tanto los crudos pesados como los extra-pesados se caracterizan entre otras
cosas por contener una elevada porcioacuten de fracciones de hidrocarburos de alto
peso molecular y tener un mayor contenido de heteroaacutetomos indeseables (S N
O entre otros)
En el oriente de Venezuela se encuentran las mayores reservas de este tipo de
crudo en el mundo depoacutesito conocido actualmente como Faja Petroliacutefera del
Orinoco En dicho depoacutesito las propiedades y calidades de los fluidos variacutean
considerablemente de norte a sur pudieacutendose encontrar hacia el norte crudos
pesados de unos 17degAPI y al sur crudos extra-pesados de hasta 4degAPI (Fiorillo
1987)
225 Recuperacioacuten Teacutermica
Proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las
acumulaciones subterraacuteneas (yacimiento) de compuestos orgaacutenicos con el
propoacutesito de producir hidrocarburos a traveacutes de los pozos
En el caso de petroacuteleos viscosos se utiliza calor para mejorar la eficiencia de
desplazamiento y su nivel de extraccioacuten La reduccioacuten de la viscosidad del
petroacuteleo que acompantildea al incremento de temperatura permite no solo que el
petroacuteleo fluya maacutes faacutecilmente sino tambieacuten resulta en una relacioacuten de movilidad
maacutes favorable durante te desplazamiento de petroacuteleo con agua (Bricentildeo 2015)
La figura 21 representa un ejemplo graacutefico de la viscosidad que puede
presentar un crudo en el yacimiento y la que adquiririacutea posteriormente al aplicar
15
alguacuten proceso teacutermico que le agregue un diferencial de temperatura extra al
yacimiento
Figura 21 Viscosidad del crudo vs Temperatura Fuente Puerta (2015)
Los beneficios obtenidos con los meacutetodos teacutermicos son la reduccioacuten de la
saturacioacuten del crudo residual a consecuencia de la expansioacuten teacutermica aumento
de la eficiencia areal por efecto de la mejora en la razoacuten movilidad destilacioacuten
con vapor y craqueo teacutermico
2251 Clasificacioacuten de los procesos de recuperacioacuten teacutermica
Los procesos teacutermicos de extraccioacuten utilizados hasta el presente se clasifican en
dos tipos aquellos que implican la inyeccioacuten de un fluido caliente en el
yacimiento y los que utilizan la generacioacuten de calor en el propio yacimiento A
estos uacuteltimos se les conoce como ldquoProcesos In Siturdquo entre los cuales cabe
mencionar el proceso de Combustioacuten In Situ Tambieacuten se pueden clasificar
como Desplazamientos Teacutermicos o Tratamientos de Estimulacioacuten Teacutermica
(Bricentildeo 2015)
22511 Inyeccioacuten de fluidos calientes
Los procesos de inyeccioacuten de fluidos calientes envuelven la inyeccioacuten de
fluidos previamente calentados en yacimientos relativamente friacuteos La variedad
de fluidos incluyen los maacutes comunes como el agua (tanto liacutequida como en
forma de vapor) y el aire hasta otros gases de combustioacuten y solventes (Bricentildeo
2015)
16
22512 Recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua caliente
La inyeccioacuten de agua caliente es un proceso teacutermico de desplazamiento es
probablemente el proceso teacutermico de recuperacioacuten maacutes simple y seguro En
algunos casos dependiendo de las caracteriacutesticas del yacimiento puede ser el
maacutes econoacutemico y ventajoso el proceso consiste en inyectar agua caliente a
traveacutes de un cierto nuacutemero de pozos y producir el petroacuteleo por otros Los pozos
de inyeccioacuten y produccioacuten se perforan en arreglos tal como en los procesos de
inyeccioacuten convencional de agua (waterflooding) o la inyeccioacuten continua de
vapor
La inyeccioacuten de agua caliente involucra el flujo de dos fases agua y petroacuteleo
En este sentido los elementos de la inyeccioacuten de agua caliente son
relativamente faacuteciles de describir ya que se trata baacutesicamente de un proceso de
desplazamiento en el cual el petroacuteleo es desplazado inmisciblemente tanto por
agua caliente como friacutea Se aplican a crudos relativamente viscosos
permitiendo asiacute mejorar las condiciones de desplazamiento desde yacimiento
hasta la superficie (Bricentildeo 2015)
Figura 22 Inyecciones de agua caliente Fuente Bricentildeo (2015)
226 Propiedades petrofiacutesicas de la roca
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la roca de yacimiento incluyen la permeabilidad y
la porosidad las cuales indican el comportamiento que puede describir la roca
al interactuar con los fluidos de yacimientos (Araujo 2004)
17
2261 Porosidad (120601)
La porosidad es una medida del espacio vaciacuteo existente entre granos dentro de
la roca expresada como una fraccioacuten (o porcentaje) del volumen total de la roca
Representa el porcentaje del volumen total de la roca que estaacute constituido por el
espacio poroso en la Tabla 22 se reportan algunos valores de porosidad de los
minerales que conforman los sistemas de yacimientos (Araujo 2004)
Tabla 22 Porosidad de los minerales de yacimientos
Material Porosidad
()
Arena 25 - 50
Limo 25 - 50
Arcilla 40 - 70
Basalto Fracturado 5 - 50
Dolomita 0 - 20
Roca Cristalizada Fracturada 0 - 10
Roca Cristalina Densa 0 - 5
Fuente Araujo (2004)
Los yacimientos con baja porosidad tienden a no ser explotables desde el punto
de vista econoacutemico siendo valores comunes de porosidad para formaciones
consolidadas entre 10 y 25 llegando hasta 50 o maacutes en arenas no
consolidadas (Araujo 2004)
2262 Permeabilidad (K)
La permeabilidad de un medio poroso es la habilidad que presenta eacuteste para
dejar pasar un fluido a traveacutes de sus poros interconectados yo red de fracturas
es decir es una caracteriacutestica de la roca Como la permeabilidad depende de la
continuidad de los poros no existe en teoriacutea una uacutenica relacioacuten entre la
porosidad absoluta de una roca y su permeabilidad (Araujo 2004)
2263 Saturacioacuten del fluido
Fraccioacuten del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes
(Araujo 2004) Se identifica Sw como saturacioacuten de agua y So saturacioacuten de
petroacuteleo
18
2264 Tapoacuten
Es una muestra de un nuacutecleo de arena no consolidada que es tomada de la
formacioacuten rocosa y que tiene forma similar a un cilindro empacada de tal
manera facilitando asiacute su manipulacioacuten y permitiendo el anaacutelisis experimental
de la misma (Araujo 2004)
227 Propiedades teacutermicas en los yacimientos
Las propiedades teacutermicas son de gran importancia debido a que son una parte
fundamental en el estudio de transporte de energiacutea en forma de calor en
sistemas roca-fluidos aplicado en la prediccioacuten de la explotacioacuten de
yacimientos petroliacuteferos Las propiedades maacutes importantes son las que se
describen a continuacioacuten
2271 Calor especiacutefico (Ce)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a una unidad por masa para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de correlaciones
o encontrarse tabulada Chevertenkov et al (2013) Su unidad de medida es
energiacutea en forma de calor entre unidad de masa por temperatura en escala de
laboratorio las unidades son JKg degC Se calcula con la siguiente ecuacioacuten
119862119890 = ((119872119907119888lowast119862119890119907119888)+(119872119905lowast119862119890119905lowast119879119894119905)))
119872119904lowast(119879119904minus119879119890) (Ec1)
Donde
Ce calor especiacutefico (JKg degC) Mvc masa del vaso calorimeacutetrico (Kg) Cevc
calor especiacutefico del vaso calorimeacutetrico (JKg degC) Mt masa del termoacutemetro
(Kg) Cet calor especiacutefico del termoacutemetro (JKg degC) Te temperatura (degC) y Ts
temperatura del soacutelido (degC)
2272 Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cv)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a la unidad de volumen para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de
correlaciones o encontrarse tabulada (Maiquiza 2008) Su unidad de medida es
19
energiacutea en forma de calor entre unidad de volumen por temperatura en escala
de laboratorio las unidades son (Jcm3degC) Su expresioacuten matemaacutetica
119862119907 = 120588 lowast 119862119890 (Ec2)
Donde
Cv capacidad caloriacutefica (Jcm3degC) ρ densidad (Kgcm3) Ce Calor especiacutefico
(JKg degC)
2273 Difusividad teacutermica (120630)
Esta determina la velocidad con la que se desplaza un frente de temperatura a
traveacutes del medio Chevertenkov et al (2013) Su unidad es medida es de aacuterea
entre tiempo a escala de laboratorio Las unidades son (m2s) Para obtener su
valor se emplea la siguiente ecuacioacuten
120572 = 119896
120588119862119890 (Ec3)
Donde
120572 difusividad teacutermica del material (m2s) K conductividad teacutermica
(JcmmindegC) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg
degC)
2274 Conductividad teacutermica (K)
Es una propiedad del material que indica la cantidad de calor transferida por
unidad de tiempo a traveacutes del material por unidad de aacuterea transversal normal un
gradiente unitario de temperatura bajo condiciones de estado estacionario y en
la ausencia de cualquier movimiento de fluido o partiacuteculas En general la
conductividad teacutermica de cualquier material variacutea con la presioacuten y la
temperatura En muchos caacutelculos de ingenieriacutea de yacimientos los valores
promedio sobre las condiciones esperadas son adecuados a menos que exista
un cambio de fase Prats (1987) Su unidad de medida es energiacutea en forma de
calor entre unidad de longitud por unidad de tiempo por temperatura en escala
20
de laboratorio las unidades son (JcmmindegC) Se calcula mediante la siguiente
operacioacuten
119870 = 120572 lowast 120588 lowast 119862119890 (Ec4)
Donde
K conductividad teacutermica (JcmmindegC) 120572 difusividad teacutermica del material
(m2s) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg degC)
22741 Conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se obtiene mediante una relacioacuten propuesta por Cragoe (ecuacioacuten 5) para
fracciones de petroacuteleos y mezclas de hidrocarburos en general
119870119900 =00677(1minus0000(119879minus32))
radicγo (Ec5)
Donde Ko conductividad teacutermica (BTUhrmiddotpiemiddotdegF) T temperatura (degF) γo
gravedad especiacutefica del petroacuteleo Posteriormente llevado a las unidades de labo-
ratorio
22742 Conductividad teacutermica del agua
Se obtiene a partir de una interpolacioacuten con los valores reportados en una
tabla en la paacutegina web de la faculta de ingenieriacutea de la Universidad de
Buenos Aires
21
Tabla 23 Valores de conductividad teacutermica del agua
228 Calorimetriacutea
La calorimetriacutea se basa en la medicioacuten del calor a traveacutes del principio en que
dos sustancias que inicialmente estaacuten a diferentes temperaturas buscaraacuten
estabilizarse teacutermicamente sin cambiar de fase o composicioacuten transfiriendo
calor dentro del sistema hasta alcanzar una temperatura de equilibrio esta se
puede realizar a traveacutes de un recipiente adiabaacutetico donde la energiacutea no puede
atravesar el sistema aunque este tipo de sistemas no existen en la realidad lo
maacutes parecido es un termo Un caloriacutemetro es una especie de olla con tapa
conserva bien el friacuteo y el calor (Fourty 2013)
Se usa la medicioacuten del calor para evaluar el calor especiacutefico (a traveacutes de la
ecuacioacuten 1) y una vez obtenido el calor especiacutefico a traveacutes de la calorimetriacutea se
puede determinar la capacidad caloriacutefica (mediante la ecuacioacuten 2) de una
sustancia soacutelida o liacutequida
229 Transferencia de calor
Es un proceso por el que se intercambia energiacutea en forma de calor entre
distintos cuerpos o entre diferentes partes de un mismo cuerpo que estaacuten a
distinta temperatura y fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a
regiones de bajas temperaturas El calor se transfiere mediante conveccioacuten
22
radiacioacuten o conduccioacuten Aunque estos tres procesos pueden tener lugar
simultaacuteneamente puede ocurrir que uno de los mecanismos predomine sobre
los otros dos (Bricentildeo 2015)
2291 Meacutetodos de transferencia de calor
Por definicioacuten calor es la energiacutea que se transfiere como resultado de una
diferencia o gradiente de temperatura Matemaacuteticamente es una cantidad
vectorial que fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a regiones de
bajas temperaturas (Maiquiza 2008) Los mecanismos baacutesicos de transferencia
de calor son
22911 Conduccioacuten
Es la transferencia de calor de una parte de un cuerpo a alta temperatura a otra
parte del mismo a menor temperatura o de un cuerpo a alta temperatura a otro
cuerpo a menor temperatura en contacto fiacutesico con eacutel La ley fiacutesica que
describe el calor por conduccioacuten se conoce como la primera Ley de Fourier
propuesta en 1822 (Bricentildeo 2015)
22912 Radiacioacuten
Es el proceso por el cual el calor es transferido por ondas electromagneacuteticas
(Bricentildeo 2015)
22913 Conveccioacuten
La transferencia de energiacutea en forma de calor se da desde una superficie hacia
un fluido (gas o liacutequido) en movimiento o del fluido en movimiento hacia la
superficie en contacto con eacutel o de una parte de fluido en movimiento a mayor
temperatura hacia otra parte del mismo fluido a menor temperatura Si el
movimiento del fluido se debe a la aplicacioacuten de alguna fuerza (bomba
abanico etc) se dice que existe conveccioacuten forzada Si el fluido se mueve por
diferencia de densidades debido a diferencias de temperaturas se dice que hay
conveccioacuten libre (Maiquiza 2008) Ejemplo flujo de agua caliente vapor que
condensa en direccioacuten del flujo
23
2210 Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN)
La RMN se basa en la respuesta de los nuacutecleos de hidroacutegeno cuando son
expuestos a un campo magneacutetico de alta homogeneidad Su principio fiacutesico
consta de un nuacutecleo de un elemento cuando es colocado bajo el efecto de un
campo magneacutetico este se puede alinear en la misma direccioacuten del campo o en
contra de eacutel diferenciaacutendose dos estados de energiacutea en donde el nivel de baja
energiacutea tambieacuten es denominado estado de equilibrio Debido a que la diferencia
entre ambos estados de equilibrio es muy pequentildea ciertas perturbaciones hacen
que los aacutetomos cambien faacutecilmente de un estado de energiacutea a otro (se crea una
situacioacuten de resonancia) emitiendo cierta cantidad de radiacioacuten en este proceso
siendo estas ondas lo que se capta en una herramienta de RMN lo cual
constituye el principio fiacutesico de su funcionamiento
El nuacutecleo de hidroacutegeno se puede considerar como una barra imantada cuyo eje
magneacutetico estaacute alineado con el eje del momento rotacional del nuacutecleo Cuando
no existe la influencia de ninguacuten campo magneacutetico los nuacutecleos estaacuten alineados
al azar El hidroacutegeno posee momento magneacutetico y es un elemento abundante
en los fluidos contenidos en el espacio poroso de las rocas Las herramientas de
RMN desarrolladas hasta ahora para la evaluacioacuten de formaciones son aplicadas
a la manipulacioacuten de nuacutecleos de hidroacutegeno el cual posee un solo protoacuten Grillo
et al (2014)
2211 Simulacioacuten de yacimientos
La simulacioacuten de yacimientos es una ciencia que combina la fiacutesica la
matemaacutetica la geologiacutea la ingenieriacutea de yacimientos y programacioacuten de
computadores para desarrollar herramientas que pronostiquen el
comportamiento de los yacimientos de hidrocarburos bajo diferentes
condiciones de operacioacuten (Sepuacutelveda 2005)
Esta ciencia es indispensable para obtener predicciones aproximadas del
desarrollo de un yacimiento Dicha necesidad nace del hecho que un proyecto
de recuperacioacuten de un campo de hidrocarburos involucra una inversioacuten de
24
cientos de millones de doacutelares y presenta varios riesgos que estaacuten asociados con
el desarrollo seleccionado y por tanto se precisa la evaluacioacuten y minimizacioacuten
de dichos riesgos Los factores que contribuyen al riesgo incluyen
Complejidad del yacimiento debido a las propiedades de
heterogeneidad y anisotropiacutea de las rocas
Variaciones regionales del flujo de fluidos y caracteriacutesticas de las
curvas de permeabilidades relativas
Complejidad del mecanismo de recobro de hidrocarburos
Aplicabilidad de otros meacutetodos predictivos limitados e inapropiados
22111 Etapas para la simulacioacuten de yacimientos
Para la creacioacuten de un modelo de simulacioacuten de yacimientos que permita
predecir el comportamiento del flujo de fluidos en el medio poroso se requiere
generar una representacioacuten del yacimiento a partir de datos geoloacutegicos
geofiacutesicos y de ingenieriacutea para crear el modelo estaacutetico Posteriormente integrar
esta informacioacuten geoloacutegica con la descripcioacuten de comportamiento
termodinaacutemico de los fluidos para estimar los voluacutemenes en sitio y finalmente
lograr aproximar el comportamiento del yacimiento a traveacutes de un modelo
dinaacutemico que permita evaluar distintos escenarios de explotacioacuten de las
reservas del yacimiento
En el modelo estaacutetico estaacute conformado por diversos sub-modelos los cuales se
trabajan por separado y luego se uniraacuten para formarlo
Modelo estructural este describe la geometriacutea del yacimiento como
fallas discontinuidad en las capas liacutemites del yacimiento
Modelo sedimentoloacutegico y estratigraacutefico caracteriacutesticas de la formacioacuten
productora liacutemites del yacimiento caracteriacutesticas del acuiacutefero ambiente
sedimentario predominante
25
Modelo petrofiacutesico contiene los datos de porosidad permeabilidad
volumen de arcilla saturacioacuten irreducible de agua y saturacioacuten de agua
movible (Sepuacutelveda 2005)
Modelo geomecaacutenico constituye una recoleccioacuten de los datos
necesarios para efectuar predicciones cuantitativas y cualitativas del
comportamiento esfuerzo-deformacioacuten de la roca yacimiento Estos
datos incluyen los esfuerzos presentes en el subsuelo la presioacuten de poro
las propiedades elaacutesticas la resistencia y la estructura de las rocas y
datos numeacutericos tales como la presencia de un intenso fracturamiento
natural (Cook 2016)
El modelo dinaacutemico se encarga de estudiar la hidraacuteulica de los fluidos
dentro del medio poroso el comportamiento de las presiones la
produccioacuten y el efecto de cada una de las variables involucradas en el
proceso permitiendo identificar el mejor escenario para la produccioacuten
eficiente del yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
Primero se identifican las condiciones iniciales y de frontera del modelo de
simulacioacuten luego se realiza una inicializacioacuten para reproducir las condiciones
originales de los fluidos presentes en el yacimiento posteriormente se ejecuta el
ajuste histoacuterico esto para comprobar la calidad del modelo una vez realizado
esto se puede llevar a cabo las respectivas predicciones del comportamiento del
modelo en el futuro (Sepuacutelveda 2005)
22112 Mecanismos de desplazamiento
Para obtener una descripcioacuten fiacutesica del yacimiento real es necesario conocer el
mecanismo de desplazamiento predominante (compresibilidad de la roca
liberacioacuten de gas en solucioacuten segregacioacuten de gas gravitacional empuje por
capa de gas y empuje hidraacuteulico) de acuerdo a esto el modelo debe representar
esta caiacuteda de presioacuten en el yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
26
22113 Propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades petrofiacutesicas se determinan en el laboratorio con pequentildeos
nuacutecleos obtenidos del yacimiento estas deben ser representativas del
yacimiento Para asegurar una mayor precisioacuten en estos datos se puede obtener
informacioacuten complementaria de estas propiedades Dicha informacioacuten la
proporcionan los registros geofiacutesicos y los anaacutelisis de prueba de presioacuten
Ademaacutes existen correlaciones numeacutericas para la obtencioacuten de estas
propiedades y pueden ser de utilidad en cuando no se tengan datos disponibles
(Sepuacutelveda 2005)
Los datos petrofiacutesicos que se necesitan para efectuar una simulacioacuten son
Porosidades
Permeabilidades
Saturaciones de agua petroacuteleo y gas
Presioacuten capilar entre diferentes interfaces
Permeabilidad relativa al agua petroacuteleo y al gas
Compresibilidad de la formacioacuten
22114 Propiedades PVT de los fluidos
Las propiedades de los fluidos son tambieacuten obtenidas en el laboratorio por
medio de muestras obtenidas de los pozos Para poder lograr una descripcioacuten
termodinaacutemica aceptable deben de realizarse tomas de muestras vaacutelidas y
representativas del fluido de yacimiento posteriormente someter las muestras a
condiciones de presioacuten volumen y temperatura que imiten las condiciones del
subsuelo para reproducir el comportamiento de los fluidos que permitan realizar
pronoacutesticos de produccioacuten durante la simulacioacuten numeacuterica (Sepuacutelveda 2005)
Las propiedades de los fluidos que generalmente se requieren en un trabajo de
simulacioacuten son
Factores de volumen del agua del petroacuteleo y del gas (Bw Bo Bg)
27
Relacioacuten de solubilidad del gas en el petroacuteleo y en el agua (Rso Rsw)
Viscosidades del agua del petroacuteleo y del gas (μw μo μg)
Compresibilidad del agua del petroacuteleo y del gas (Cw Co Cg)
Comportamiento de fases
Presioacuten de saturacioacuten
22115 Datos de produccioacuten
Cuando se trata de hacer un ajuste del modelo con la historia del yacimiento se
requieren conocer el meacutetodo de produccioacuten y la declinacioacuten de la presioacuten Estos
datos de produccioacuten que se necesitan para cada pozo se pueden desglosar en
los siguientes puntos
Flujo de petroacuteleo vs Tiempo
Flujo de gas vs Tiempo
Flujo de agua vs Tiempo
Presiones vs Tiempo
Ademaacutes es preciso contar con los iacutendices de productividad y si es el caso con
los iacutendices de inyeccioacuten de los pozos que integran el yacimiento En la praacutectica
generalmente se cuenta con un registro completo de la tasa de produccioacuten de
petroacuteleo de cada pozo pero no pasa lo mismo con los datos de produccioacuten de
gas y de agua cuya informacioacuten la mayoriacutea de las veces es limitada Por ello se
necesita que con los datos disponibles se elabore una graacutefica como la que se
presenta en la Figura 23 que permita interpolando obtener una informacioacuten
maacutes completa
28
Figura 23 Graacutefica tasas de fluidos en funcioacuten del tiempo (Sepuacutelveda 2005)
22116 Simulador de recuperacioacuten teacutermica
Este tipo de modelo se utiliza para simular el comportamiento de los
yacimientos sujetos a alguacuten proceso de recuperacioacuten mejorada por medio de
meacutetodos teacutermicos cuyo objetivo principal es proporcionar energiacutea caloriacutefica al
petroacuteleo con el fin de disminuir su viscosidad y de esta forma facilitar su flujo
hacia los pozos productores Este tipo de meacutetodos puede clasificarse en
Inyeccioacuten de fluidos calientes que pueden ser agua caliente o vapor
Combustioacuten en sitio
Calentamiento electromagneacutetico
Los simuladores que se emplean para este tipo de procesos son complejos
pues requieren el uso de correlaciones que describan las propiedades PVT de
los fluidos para n-componentes como funcioacuten de la presioacuten de la temperatura y
de la composicioacuten (Sepuacutelveda 2005)
22117 Descripcioacuten de la herramienta de simulacioacuten numeacuterica
Por sus siglas en ingleacutes ldquoComputer Modelling Grouprdquo (CMG) es una empresa
de simulacioacuten de yacimientos canadiense la cual cuenta con diferentes
softwares para la simulacioacuten de diferentes tipos de yacimientos
221171 BUILDERreg
Es el pre-procesador en 2D y 3D estaacute basada en MS-Windows que puede ser
usada para crear los datos de entrada dat (aset) para los simuladores los cuales
29
son IMEXreg GEMreg y STARSreg soportados por Builder Este cubre todas las
aacutereas de los datos de entrada en una interfaz sencilla para el usuario
incluyendo crear e importar celdas y propiedades de celda localizando pozos
importando los datos de produccioacuten o creando modelos de fluidos propiedades
roca-fluidos y condiciones iniciales A continuacioacuten se describe el empleado en
este trabajo
221172 STARSreg
Por sus siglas en ingleacutes ldquoSteam Thermal and Advanced Proceses Reservoir
Simulatorrdquo es el simulador pseudocomposicional utiliza valores-k teacutermico e
isoteacutermico quiacutemico y geomecaacutenico usados para analizar yacimientos
estimulados por quiacutemicos e ideal para modelar procesos de recuperacioacuten
avanzada que implica la inyeccioacuten de vapor solventes aire y quiacutemicos Su
cineacutetica de reaccioacuten robusta y capacidades geomecaacutenicas lo hacen el simulador
de yacimientos maacutes completo y flexible disponible en el mercado para modelar
los procesos de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo y gas
221173 RESULTSreg
Es un post-procesador donde se permite la visualizacioacuten y animacioacuten de los
resultados en 2D y 3D como graacuteficos y videos (CMG 2015)
2212 Sistema integral
Es aquel sistemas donde el valor de conductividad fue obtenido al estudiar un
tapoacuten saturado de fluidos (agua a saturacioacuten de agua residual y el resto del vo-
lumen poroso ocupado por petroacuteleo) es decir representa el sistema roca-fluido
evaluado como un elemento
2213 Sistema discreto
El escenario donde cada uno de los componentes del sistema (arena agua y
crudo) son estudiados por separado para obtener el valor de conductividad teacuter-
mica de cada elemento
30
2214 Modelo integral
Es aquel modelo que se genera en el simulador al introducir un uacutenico y mismo
valor de conductividad teacutermica para cada uno de los elementos presentes (flui-
dos y roca) Es decir la conductividades teacutermicas son iguales (Kr = Ko = Kw) y
es el valor obtenido del sistema integral
2215 Modelo discreto
Es aquel modelo que en el que se asigna el respectivo valor de conductividad
teacutermica a cada fase o elemento presente
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos
De los cuatro paraacutemetros teacutermicos propuesto para estudiar (calor
especiacutefico capacidad caloriacutefica volumeacutetrica difusividad teacutermica y
conductividad teacutermica) se realiza la introduccioacuten directa al simulador
de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y conductividad teacutermica e
indirectamente de calor especiacutefico y difusividad teacutermica ya que estos
valores son necesarios para la obtencioacuten de los paraacutemetros a introducir
El simulador solo admite el valor de capacidad caloriacutefica volumetriacutea de
la roca sin fluidos
Es importante acotar que para efecto del presente trabajo de
investigacioacuten se ha estudiado solo el caso de saturacioacuten de la muestra
con agua y petroacuteleo Por lo tanto no se hace referencia a las ecuaciones
ni keywords que representan a la fase gaseosa o soacutelida
Al realizar el estudio de RMN y calorimetriacutea para la obtencioacuten de los
paraacutemetros teacutermicos (del sistema no consolidado con fluido) la
muestra se encontraba a la saturacioacuten de agua y petroacuteleo inicial y no se
verificoacute si ocurrioacute alguna variacioacuten de la saturacioacuten del agua por efecto
del aumento de temperatura (evaporacioacuten) tampoco fue estudiado la
31
variacioacuten de los valores de paraacutemetros teacutermicos al realizar el aumento
de la saturacioacuten de agua (barrido de la prueba de desplazamiento)
consideraacutendose dicha variable en el caacutelculo de la conductividad total
del sistema
El simulador emplea las siguientes ecuaciones para el caacutelculo de
capacidad caloriacutefica total y de conductividad teacutermica total
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total
La capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total se calcula con STARSreg mediante una
ponderacioacuten (por volumen) de las capacidades caloriacuteficas de las fases presentes
en el sistema se introduce el valor de la capacidad de la roca y el valor de las
capacidades de los fluidos es calculado internamente por el simulador a partir
de los datos PVT donde calcula los calores especiacuteficos que obtiene a traveacutes de
las entalpias y lo multiplica por los valores de densidad Se calcula mediante la
siguiente ecuacioacuten
119862119907119905119900119905119886119897 = (1ndash 120593119907) middot 119862119907119903 + 120593119891 (119878119908 middot 119862119907119908 + 119878119900 middot 119862119907119900) (Ec6)
Doacutende
119862119907119903 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca 119862119907w capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica del agua 119862119907119900 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica del petroacuteleo 120593119907
corresponde a la porosidad del vaciacuteo (soacutelido maacutes fluidos) 120593119891 corresponde a la
porosidad de los fluidos (fluidos solamente)
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total
Para el caacutelculo de la conductividad teacutermica total THCONMIX existen 3
meacutetodos o ecuaciones que se utilizan para mezclar las conductividades teacutermicas
de la roca y de las fases Las opciones de mezclado afectan los valores de
conductividad teacutermica de la roca y fases A continuacioacuten se presentan las
opciones que posee el simulador para realizar este caacutelculo
32
221612 Simple
Al habilitar esta opcioacuten se pueden introducir los valores de forma integral
(asignando el mismo valor de conductividad a los elementos presentes en este
caso roca thconr agua thconw y crudo thcono) para especificar una
conductividad teacutermica constante (independiente de la porosidad saturacioacuten y
temperatura) Este escenario resulta apropiado cuando la conduccioacuten teacutermica no
aporta de manera significativa al proceso de recuperacioacuten por ej casos a
escala de campo con gradientes de temperatura modestas entre bloques
De lo contrario para el caso de los modelos discretos se asigna el respectivo
valor de conductividad de cada elemento (rocas y fases)
La ecuacioacuten de mezclado ponderada por volumen SIMPLE de la
conductividad teacutermica es
119870119898119894119909 = 120593119891(119870119908119878119908 + 119870119900119878119900) + (1 minus 120593119907)119870119903 (Ec7)
Doacutende
119870119908 conductividad teacutermica del agua 119870119900 conductividad teacutermica del petroacuteleo 119870119903
conductividad teacutermica de la roca
221613 Complex
La palabra clave COMPLEX especifica el mezclado de las conductividades
teacutermicas de la roca y las fases Al contrario que el caso Simple se requiere
especificar las respectivas propiedades teacutermicas para cada fase presente
Mezcla no lineal
Las conductividades teacutermicas se ponderan mediante uso de la correlacioacuten de
Anand (1973) El valor de la conductividad teacutermica de la mezcla de liacutequido-
roca (kLminusr) se expresa de la siguiente manera
33
kLminusr = (So ko+Sw kw)
(So+Sw)lowast
(kr
(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)028minus0757lowastlog10emptyminus0057lowastlog10(
kr(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)
(Ec8)
221614 Temper
La opcioacuten TEMPER especifica el tipo de mezclado COMPLEX con una
correccioacuten de temperatura adicional Somerton (1974) realiza una correccioacuten
por efecto de temperatura En el simulador STARSreg esta modificacioacuten se
puede realizar despueacutes de calcular el valor de la conductividad teacutermica de la
mezcla de liacutequido-roca La unidad de κ se expresa en Jm-diacutea-degK y la unidad de
temperatura es (degK)
k = kLminusr ndash17524x10minus5(TndashTr)( kLminusr ndash 119616)kLminusrminus064kLminusr(18 lowast 10minus3 middot T)minus36784lowast10minus6lowast kLminusr
(Ec9)
Donde
T valor de la temperatura respectivo a cada espacio de tiempo (degK) Tr
temperatura de referencia (degK)
Temperatura que corresponde a los siguientes datos de entrada
1 Datos de densidad liacutequida (MOLDEN MASSDEN o MOLVOL)
2 Datos de entalpiacutea de la fase liacutequida y fase gas (CPL1 CPG1 etc)
3 Capacidad de formacioacuten de calor (ROCKCP)
4 Datos de conductividad (thconr thconw thcono)
Esta opcioacuten de dependencia de temperatura se considera obsoleta y ha sido
reemplazada efectivamente por la palabra clave THCONTAB
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB)
Es una opcioacuten que se encuentra en la misma ventana donde se ingresa los
valores de conductividad de cada fase (ver la parte inferior de la figura 414) Al
habilitarla permite seleccionar si los valores de conductividad a ingresar son
isotroacutepicos o anisotroacutepicos Al seleccionar la opcioacuten conductividad isotroacutepica
34
permite especificar los valores de conductividad de roca agua petroacuteleo gas y
soacutelido (Kr Kw Ko Kg y Ks) correspondiente a cada valor de temperatura
considerando que conserva la misma magnitud en cualquier direccioacuten Al
seleccionar la opcioacuten conductividad anisotroacutepica permite ademaacutes de especificar
los valores de conductividad en las direcciones i j k de cada fase a una
respectiva temperatura se puede considerar la variacioacuten de la magnitud en las
distintas direcciones espaciales
No se puede usar las palabras claves THCONMIX TEMPER con esta
opcioacuten Si solamente hay una fila la conductividad teacutermica no variacutea con la
temperatura Las entradas de temperatura deben colocarse en orden creciente y
espaciada de manera uniforme
Al habilitar THCONTAB se especifica valores de la roca y de todos los
fluidos esto anula y reemplaza los valores especificados por las palabras claves
thconr thconw y thcono
35
CAPIacuteTULO III
AacuteREA DE ESTUDIO
31 Descripcioacuten del aacuterea de estudio
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco
La Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se encuentra localizada en el aacuterea central
de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela y se extiende entre los estados
Monagas Anzoaacutetegui y Guaacuterico a unos 450 Km de Caracas Distrito Capital de
la Repuacuteblica Como puede observarse en la figura 31 en la actualidad se
encuentra dividida en cuatro (4) aacutereas de produccioacuten denominadas Boyacaacute
Juniacuten Ayacucho y Carabobo con una extensioacuten total de 55314 Km2 (de los
cuales 11555 Km2 se encuentran bajo produccioacuten de crudo extra-pesado) y
limita al sur con el riacuteo Orinoco (Puerta 2015)
Figura 31 Faja Petroliacutefera del Orinoco Fuente Puerta (2015)
36
312 Aacuterea de Carabobo
El aacuterea correspondiente a Carabobo consiste en una franja que se extiende
desde el sureste del Estado Anzoaacutetegui cubriendo toda la parte meridional del
estado Monagas con una longitud de alrededor de 160 Km por unos 45 Km de
ancho Como puede apreciarse en la Figura 32 el aacuterea Carabobo limita al norte
con las llanuras surentildeas del estado Monagas al sur con el riacuteo Orinoco al este
con el estado Delta Amacuro y al oeste con el aacuterea Ayacucho de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco (Puerta 2015)
Figura 32 Aacuterea de Carabobo y sus liacutemites territoriales Fuente Puerta (2015)
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas
El aacuterea de Carabobo forma parte del flanco sur de la cuenca sedimentaria
oriental de
Venezuela Eacutesta es una cuenca asimeacutetrica cuyo eje mayor va en direccioacuten este-
oeste su origen se remonta al periacuteodo Paleozoico y que en los periacuteodos
siguientes fue adquiriendo su configuracioacuten actual completaacutendose desde el
Terciario hasta el presente (Puerta 2015)
La Cuenca Oriental de Venezuela constituye la segunda cuenca petroliacutefera en
importancia para el paiacutes entre las cuatro existentes y estaacute delimitada hacia el
norte por la Cordillera de la Costa al sur por el Macizo Guayaneacutes al este por la
37
plataforma del Delta del Orinoco y al oeste por el lineamiento de El Bauacutel tal y
como se puede apreciar en la figura 33
Figura 33 Cuencas Petroliacuteferas de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela Fuente Puerta
(2015)
314 Estratigrafiacutea regional
La columna estratigraacutefica de Carabobo comienza con un complejo iacutegneo-
metamoacuterfico de edad pre-caacutembrica que se constituye como Basamento Le
sigue en contacto discordante la Formacioacuten Oficina de edad Mioceno Inferior a
Medio con sus cuatros miembros como son Morichal Yabo Jobo y Piloacuten
siguiendo la Formacioacuten Freites de edad Mioceno Superior y por uacuteltimo las
Formaciones Las Piedras-Mesa que corresponden al Plioceno-Pleistoceno y que
no es posible diferenciarlas en el aacuterea (Puerta 2015)
315 Miembro Morichal
Es el maacutes profundo de todos representado por una secuencia de arenas
transgresivas cuarzosas de color marroacuten de grano medio con pobre
escogimiento poco consolidadas intercaladas con capas de lutitas y limolitas
con presencia de intervalos de carboacuten Hacia la base del intervalo existen arenas
masivas poco consolidadas asociadas a un ambiente fluvial donde pueden
encontrarse espesores importantes mientras que en la seccioacuten media y superior
38
se observan arenas intercaladas con lutitas y limolitas con presencia de
carbones que fueron depositados en un ambiente deltaico en el que los
espesores de arena son menores Hacia el este de Carabobo el miembro
Morichal se va reduciendo hasta desaparecer y acuntildearse contra el Alto de
Uverito El contacto inferior es discordante con el basamento iacutegneo-
metamoacuterfico al sur y con el Cretaacutecico al norte y concordante en el tope con el
miembro Yabo de la misma formacioacuten (Puerta 2015)
A continuacioacuten se muestra en la figura 34 la columna estratigraacutefica tipo para el
aacuterea de Carabobo presentado en profundidad y edad geoloacutegica
Figura 34 Configuracioacuten Estructural Fuente Archivos de Petroindependencia SA
En cuanto a la configuracioacuten estructural se interpreta mediante informacioacuten
siacutesmica que consiste en un suave e irregular homoclinal fallado de rumbo este-
oeste a norestesuroeste con un buzamiento general al norte-noroeste con un
aacutengulo que oscila entre 2ordm y 4ordm Fallas de tipo normal afectan principalmente al
basamento y la parte inferior de la Formacioacuten Oficina por lo que se interpreta
que eacutestas se originaron antes de la sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y
se reactivaron con cada evento tectoacutenico que ocurrioacute desde el Mioceno hasta el
presente asiacute como tambieacuten se formaron nuevas fallas que afectan uacutenicamente la
secuencia sedimentaria El fallamiento principal tiene orientacioacuten noreste-
39
suroeste y buzamientos al suroeste y sureste Tambieacuten se observan algunas
fallas de orientacioacuten noroeste-sureste esteoeste y norte-sur con buzamientos de
orientacioacuten variable Las fallas del basamento se formaron antes de la
sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y se reactivaron con cada evento
tectoacutenico que ocurrioacute al norte de Venezuela entre las placas Caribe y
Sudameacuterica desde el Mioceno al presente asiacute como tambieacuten se formaron
nuevas fallas que solo afectan a la secuencia sedimentaria El desplazamiento
vertical de las fallas que afectan el basamento y la parte inferior de la secuencia
sedimentaria variacutea de 50 a 200 pies (Puerta 2015)
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas
Los principales yacimientos del aacuterea de Carabobo corresponden a las unidades
inferior medio y superior del miembro Morichal de la Formacioacuten Oficina
dicha seccioacuten posee desde 200 hasta 1100 pies de espesor a lo largo de toda el
aacuterea Estas arenas fueron originadas de las tierras altas de Guayana al Sur del
Orinoco en donde los riacuteos que fluiacutean hacia el norte arrastraron las arenas y
fueron depositadas como una sucesioacuten de canales fluviales deltas y ambientes
marinos someros La zona maacutes profunda Morichal Inferior es un depoacutesito
fluvial de arenas que por lo general presenta una orientacioacuten Norte-Sur
Morichal Medio por su parte es una unidad de arena de origen fluvio-deltaico
que se acuntildea hacia la zona central de las aacutereas sur y noreste La unidad Superior
es una seccioacuten de arena deltaica a marino somera que predomina en las aacutereas
sur y este de Carabobo En el caso de los miembros Jobo y Piloacuten eacutestos tambieacuten
poseen acumulaciones de hidrocarburos importantes pero se consideran como
secundarias en el aacuterea de la empresa mixta (Puerta 2015)
40
CAPIacuteTULO IV
MARCO METODOLOacuteGICO
41 Tipo de la investigacioacuten
La modalidad de la investigacioacuten cumple con las caracteriacutesticas del tipo
evaluativo
Seguacuten el autor (Zapata 2013) define
ldquoProceso sistemaacutetico disentildeado intencional y teacutecnicamente de recogida de
informacioacuten valiosa vaacutelida y fiable orientado a valorar la calidad y los logros
de un programa como base para la posterior toma de decisiones de mejora tanto
del programa como del personal implicado y de modo indirecto del cuerpo
social en el que se encuentra inmersordquo
En esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten numeacuterica
con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un sistema en el
que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y continua para a
su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y calorimetriacutea
para determinar dichas propiedades teacutermicas
42 Disentildeo de la investigacioacuten
La investigacioacuten se fundamenta bajo los principios de un disentildeo experimental
Seguacuten el autor Arias (2012) define
41
ldquoEl disentildeo experimental es aquel donde el investigador manipula una variable
experimental no comprobada bajo condiciones estrictamente controladas Su
objetivo es describir de queacute modo y porque causa se produce o puede
producirse un fenoacutemeno Busca predecir el futuro elaborar pronoacutesticos que una
vez confirmados se convierten en leyes y generalizaciones tendentes a
incrementar el cuacutemulo de conocimientos pedagoacutegicos y el mejoramiento de la
accioacuten educativardquo
Entonces al realizar los distintos tipos de simulaciones con los respectivos
anaacutelisis de sensibilidad se estaacute realizando experimentos con el fin de evaluar la
influencia del fenoacutemeno fiacutesico de transferencia de calor mediante el simulador
STARSreg alimentado por los datos obtenidos de pruebas de laboratorio
utilizando mediciones de propiedades teacutermicas de un sistema continuo y
discreto para la prediccioacuten del comportamiento del yacimiento al aplicar
meacutetodos de recuperacioacuten mejorada
43 Procedimiento metodoloacutegico
El presente estudio estaacute conformado en esencia por cinco fases las cuales a su
vez se componen internamente en diferentes etapas que cumplen con funciones
vitales para alcanzar de manera eficaz el objetivo general de la investigacioacuten
En la Figura 41 es posible observar el avance del estudio de acuerdo a sus (5)
fases
42
Figura 41 Fases de la metodologiacutea aplicada
431 Revisioacuten bibliograacutefica
En esta fase se llevoacute a cabo una revisioacuten bibliograacutefica necesaria para la
compresioacuten y realizacioacuten de la investigacioacuten todo relacionado a los meacutetodos de
recuperacioacuten teacutermicos simulacioacuten numeacuterica de yacimientos y paraacutemetros
teacutermicos
El material bibliograacutefico consultado comprende publicaciones libros revistas
y manuales teacutecnicos de diversas fuentes nacionales e internacionales como
PDVSA PDVSA-INTEVEP SPE SCHLUMBERGER entre otros Trabajos
especiales de grado de universidades nacionales como la UCV LUZ y UNEF e
internacionales como la USCO y EPN tambieacuten aportaron valiosa informacioacuten
Ademaacutes fue indispensable el estudio de manuales y guiacuteas como los de
FEDUPEL para la redaccioacuten y metodologiacutea de redaccioacuten del trabajo y CMG del
cual se obtuvieron las instrucciones para el uso de la herramienta y las
ecuaciones que emplea el simulador
43
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten
A continuacioacuten se presentan los procedimientos ejecutados por (Doumat 2016)
donde se obtuvieron los datos necesarios para alimentar el simulador por ello
se presenta una explicacioacuten amplia de todo el proceso
Preparacioacuten del tapoacuten para la simulacioacuten fiacutesica
El tapoacuten fue tomado directamente de cortes de nuacutecleos pertenecientes al Campo
Petrocarabobo utilizando un cilindro metaacutelico para la toma de muestra estos
estaban a una presioacuten de yacimiento de 1400 psi Se trabajoacute con nuacutecleos
uniformes que no estuviesen agrietados ya que las grietas son consideradas
una alteracioacuten del medio poroso debido a que es un espacio donde se puede
almacenar fluido y no es natural del sistema En la Tabla 41 informacioacuten de la
muestra tomada
Tabla 41 Valores de las dimensiones de las muestra a estudiar
Profundidad
(Pies)
Longitud
(cm)
Diaacutemetro
(cm)
Aacuterea
(cm3)
3117 415 376 1110
Antes de ser sometida a las pruebas la muestra debe ser sometida a la presioacuten de
confinamiento empleando para ello un sistema coreholder (celda topes manga
de vitoacuten) como se muestra en la Figura 42 El sistema se coloca dentro de la
celda de confinamiento se antildeade agua hasta cubrirlo completamente y se
acopla la rosca superior de la celda Luego a traveacutes de la bomba de inyeccioacuten
automaacutetica (tipo jeringa modelo Teledyne Isco 500D) se comienza a
proporcionar presioacuten mediante el llenado de la celda con el fluido de
confinamiento (agua) hasta alcanzar el valor deseado (en este caso 1400 lpc) y
una vez alcanzado este valor se detiene la bomba y se retira la muestra de la
celda
44
Figura 42 Sistema para confinamiento de muestras de roca no consolidadas Fuente Intevep
SA Centro de Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
Una vez confinadas la muestra se empaqueta con material termoencogible (ya
que no ejerce influencia sobre los resultados obtenidos en las pruebas
realizadas) Para esto fue necesario cortar un pedazo del material en forma
ciliacutendrica de aproximadamente 5 cm de longitud y 4 cm de diaacutemetro el material
se adaptoacute al tapoacuten con ayuda de un soporte metaacutelico que se ajustoacute al tamantildeo de
la muestra a empaquetar (Figura 43)
Figura 43 Proceso completo de empaque de muestras Fuente PDVSA-Intevep
La dimensioacuten de este cilindro de muestra (tapoacuten) se debe ajustar al
portamuestra (coreholder o celda triaxial) del simulador fiacutesico de yacimientos
45
en el que posteriormente se realizaraacuten las etapas de desplazamiento de fluidos
(maacuteximo 70 cm de longitud por 37 cm de diaacutemetro)
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para RMN
Una vez preparados los tapones se definieron las condiciones de ensayo (T2
TAU min diff y Ns) las cuales se establecieron a partir de pruebas empleando
la teacutecnica de RMN en el equipo RMN-Maran DRX 2 (Figura 44) a fin de
obtener los valores de difusividad teacutermica del sistema en consideracioacuten
Donde
T2 Es el tiempo de relajacioacuten necesario para reorientar los protones en la
direccioacuten del campo magneacutetico perturbador (90deg-180deg)
TAU (τ) Es el tiempo secuencial necesario para el reenfoque de los protones en
el plano transversal en el que se encuentran desorientados
Miacutenimo coeficiente de difusioacuten (min diff) Es el tiempo miacutenimo requerido para
visualizar la curva de difusioacuten
Numero de barridos (Ns) Nuacutemero de veces que el equipo recorre la muestra
Tiempo de corrida (Tc) Tiempo que el equipo tarda en escanear la muestra
En la determinacioacuten de estos paraacutemetros se utilizoacute como punto de apoyo los
valores reportados por Halliburton (2001) para cada variable (ANEXO A) En
la Tabla 42 se reportan los valores de las variables que se establecieron en las
pruebas de RMN con los cuales se logroacute determinar de forma oacuteptima los
tiempos de ejecucioacuten para la metodologiacutea
Tabla 42 Condiciones empleadas en la teacutecnica de RMN
T2 (ms) TAU min Diff (m2sec x 10
9) Ns Tc (min)
100 - 500 85 025 20 141
46
Figura 44 Resonador Maran Ultra DRX 2 Fuente PDVSA-Intevep
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para calorimetriacutea
Una vez realizadas las pruebas de RMN se realizaron pruebas para definir los
demaacutes paraacutemetros teacutermicos empleando la teacutecnica de calorimetriacutea con el fin de
obtener la temperatura de equilibrio (Te) y posteriormente determinar el calor
especiacutefico y la capacidad caloriacutefica Para ejecutar esta teacutecnica se necesitoacute un
vaso teacutermico una termocupla (marca thermoline) agua destilada y el tapoacuten del
yacimiento petroliacutefero los cuales se muestran en la Figura 45
Figura 45 Instrumento para la realizacioacuten de la prueba calorimeacutetrica Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de las propiedades teacutermicas
Definidas las condiciones de ensayo para las teacutecnicas de RMN (para la
obtencioacuten directa de difusividad teacutermica) y calorimetriacutea (obtencioacuten de calor
47
especiacutefico al aplicar la ecuacioacuten 1) se estimaron los otros fenoacutemenos teacutermicos
asociado a la muestra tapoacuten capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al multiplicar el
calor especiacutefico por la densidad y la conductividad teacutermica producto de la
multiplicacioacuten de la difusividad la densidad y el calor especiacutefico Se generoacute
una ecuacioacuten por cada muestra representativa para cada propiedad teacutermica lo
que sirvioacute finalmente para interpolar cada paraacutemetro teacutermico en el rango de
temperatura estudiado (50degC ndash 200degC) saturado y no saturado de fluidos Se
observoacute una graacutefica de cada fenoacutemeno teacutermico en funcioacuten del rango de
temperatura
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados
con fluidos
Para la estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas de yacimientos
petroliacuteferos no consolidados con fluido (agua de formacioacuten y crudo pesado) se
evaluacuteo el efecto de la temperatura
Temperatura en las pruebas de evaluacioacuten teacutermica se consideroacute las
temperaturas de 50 100 120 y 200 degC Ese cambio de temperatura genera una
variacioacuten considerable en la viscosidad del crudo al igual que en las
propiedades teacutermicas de los sistemas de yacimientos
Presioacuten las pruebas ejecutadas fueron realizadas a la presioacuten atmosfeacuterica
Saturacioacuten de agua residual se trabajoacute a condicioacuten real del yacimiento con un
Swirr entre 85 garantizando la saturacioacuten de agua de formacioacuten lo maacutes
similar a la del yacimiento
Luego de obtenidos los datos se procedioacute a realizar una graacutefica en Excel de los
paraacutemetros teacutermico en del caso no consolidado asociado a Petrocarabobo
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados sin
fluidos
48
Para poder estimar las propiedades asociadas a no consolidados sin fluidos se
ejecutaron los pasos descritos anteriormente que se realizaron para la muestra
saturada pero previamente el tapoacuten fue sometido a un proceso de limpieza para
eliminar los residuos de crudo y fluidos de perforacioacuten Mediante un equipo de
extraccioacuten Soxhlet o Dean-Stark (Figura 46) Utilizando los solventes
adecuados para remover hidrocarburos y extraccioacuten de sales del agua de
formacioacuten
Figura 46 Equipo de limpieza de muestras Dean-Stars A) antes de la limpieza de muestra y B)
durante la limpieza de muestras
Despueacutes de limpiar el tapoacuten se determinaron las propiedades teacutermicas bajo estas
condiciones a fin de conocer la influencia que ejerce la composicioacuten
mineraloacutegica de la formacioacuten Se evaluacuteo el efecto de la temperatura a
condiciones de yacimiento
Determinacioacuten de la conductividad teacutermica de los fluidos
Se determinoacute con la ecuacioacuten 5 la conductividad del petroacuteleo y con la Tabla 23
la conductividad del agua
Determinacioacuten de propiedades petrofiacutesicas
49
Un paso fundamental consiste en la estimacioacuten del volumen poroso porosidad
y permeabilidad absoluta al aire empleando el equipo CMS 300 automatizado
Este sistema obtiene los valores de voluacutemenes porosos basaacutendose en la Ley de
Boyle [P][V] = constante para una presioacuten de confinamiento dada El
procedimiento consiste en ingresar al sistema la cantidad de muestras a medir
junto con las caracteriacutesticasidentificacioacuten de cada una de ellas (longitud
diaacutemetro y peso) Indicando la presioacuten a la cual se realizaraacuten las mediciones los
resultados obtenidos son volumen poroso porosidad permeabilidad al aire y
permeabilidad corregida por efecto Klinkenberg
Preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica
La preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica consistioacute en la disolucioacuten de
sales inorgaacutenicas (Bicarbonato de sodio Sulfato de Sodio Cloruro de Sodio
Cloruro de Calcio di-hidratado Cloruro de Magnesio hexa-hidratado
Carbonato de Sodio Cloruro de Potasio y Cloruro de Bario di-hitradatado) en
agua destilada Primeramente se burbujeoacute el agua destilada con dioacutexido de
carbono (CO2) para evitar la precipitacioacuten de sales Posteriormente se realiza a
una agitacioacuten constaste burbujeando Dioacutexido de Carbono para evitar la
precipitacioacuten de carbonatos evitando la perdida de condiciones oacuteptimas de
disolucioacuten (Carrero 2011)
44 Caracterizacioacuten de los fluidos
Formulacioacuten de la salmuera
Se prepararon dos litros de salmuera para los cuales fue necesaria la siguiente
cantidad de sales que se muestran en la Tabla 43 en el orden que se presentan
para que no se precipite ninguacuten compuesto
50
Tabla 43 Composicioacuten de la salmuera
Sal Cantidad (g)
NaHCO3 813
Na2SO4 001
NaCl 3107
CaCl2x2H2O 176
MgCl2x6H2O 263
Na2CO3 000
KCl 000
BaCl2x2H2O 036
Densidad del agua de formacioacuten
Para determinar la densidad del agua de formacioacuten asociada al campo
Petrocarabobo se usoacute el densiacutemetro DMA 35N Antoacuten Paar (Figura 47) la
teacutecnica consiste en introducir el agua de formacioacuten en un capilar (en este caso a
una temperatura de 80 ordmC) y de forma automaacutetica arroja el valor de la densidad
en gcm3 y la temperatura de medicioacuten en degC
Figura 47 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 35N Fuente PDVSA-Intevep
Viscosidad del crudo extra-pesado
Para determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030
(figura 48) que opera por medio de la rotacioacuten de un cilindro el cual se
sumerge en el material a analizar midiendo la resistencia de esta substancia a
una velocidad seleccionada La muestra de crudo fue integrada al sistema
51
automaacutetico de medicioacuten y el equipo realizoacute la medicioacuten de la viscosidad en un
rango de temperatura de 40 ndash 264 degC arrojando valores de viscosidad en cP
para cada valor de temperatura
Figura 48 Retrovisco RV 2030 MARCA HAAKE Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de curvas de permeabilidad relativa
Esta metodologiacutea consiste en realizar una prueba a condiciones de yacimiento
(presioacuten temperatura y velocidad de flujo) una prueba que reproduzca la
manera coacutemo se mueven los fluidos en el yacimiento de forma tal que se
puedan ajustar los paraacutemetros necesarios a fin de obtener una reproduccioacuten maacutes
real de las propiedades de interaccioacuten roca fluido presente en los yacimientos
Mediante este meacutetodo se efectuacutea el desplazamiento de los fluidos a traveacutes del
medio poroso de acuerdo al meacutetodo no estacionario (dinaacutemico) el cual
considera el desplazamiento de un fluido por otro (Araujo 2004)
Las pruebas de desplazamiento de fluidos en medio poroso se realizan en
tapones de roca real (arena) de yacimiento limpios instalados en una celda
porta-nuacutecleos tipo Hassler colocada en un horno a la temperatura de trabajo (en
este estudio 68 degC) El sistema se denomina simulador fiacutesico de yacimientos y
52
consta de una celda porta-nuacutecleos dos cilindros de tipo pistoacuten (contenedores de
fluidos agua y crudo) dos bombas de inyeccioacuten tipo jeringa (una para confinar
a presioacuten constante y otra para inyeccioacuten a tasa constante) un sistema de
transductores de presioacuten vaacutelvulas y horno para mantener todo el sistema a la
temperatura de trabajo ver Figura 49
Figura 49 Diagrama de un simulador fiacutesico de yacimientos Fuente Intevep SA Centro de
Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
El procedimiento seguido se detalla a continuacioacuten (Figura 410)
Inyeccioacuten de agua de formacioacuten hasta saturacioacuten 100 del medio poroso y
estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P1) para el caacutelculo de la permeabilidad
al agua a la temperatura de trabajo en cada caso
Etapa de drenaje primario Inyeccioacuten de petroacuteleo a tasa de flujo de referencia
constante (005 cm3min) hasta estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P2) y
se contabiliza el volumen maacuteximo de agua recuperado Se determina la
53
permeabilidad efectiva al petroacuteleo (Ko) a condicioacuten de saturacioacuten de agua
irreducible (Swi)
Etapa de imbibicioacuten Inyeccioacuten de agua de formacioacuten a tasa de flujo de
referencia constante y recoleccioacuten de voluacutemenes de fluido producido (crudo y
agua) en diferentes etapas (menor a mayor volumen) registrando en cada
oportunidad el diferencial de presioacuten correspondiente (de acuerdo al siguiente
esquema P3 P4 P5 P6 etc) Se determina la permeabilidad efectiva al agua
(Kw) a condicioacuten de saturacioacuten de petroacuteleo residual (Sor)
Figura 410 Esquema del procedimiento experimental para la determinacioacuten de curvas de
permeabilidad relativa por el meacutetodo de estado no estacionario Fuente Diacuteaz (2014)
Para la generacioacuten de las curvas de permeabilidad relativa mediante el meacutetodo
convencional se analizaron los datos obtenidos de acuerdo a la metodologiacutea de
caacutelculo denominada modelo hiacutebrido (MDC) que combina caacutelculos matemaacuteticos
que abarcan el meacutetodo JBN (comportamiento de flujo fraccional) y el uso de
correlaciones de Willie y Corey amp Asociados Maacuterquez et al (2014) tanto para
54
el proceso de drenaje como imbibicioacuten de manera de obtener las curvas de
permeabilidades relativas para cada muestra de yacimiento estudiada
Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de
permeabilidad relativa
Entre los aspectos destacables se puede resumir que adicional al efecto
principal que incide en la disminucioacuten de la viscosidad del petroacuteleo al
aumentar la temperatura se evidencioacute tambieacuten reduccioacuten de la saturacioacuten
residual de petroacuteleo (Sor) aumento de la saturacioacuten de agua irreducible (Swi)
desplazamiento del punto de cruce (Krw=Kro Sw) a valores mayores de
saturacioacuten de la fase mojante (agua) y disminucioacuten de la Ko (permeabilidad
efectiva al crudo) Figura 411
La condicioacuten de mojado inferida muestra que las arenas analizadas tienden a ser
maacutes afines por el agua a medida que la temperatura aumenta
Figura 411 Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de permeabilidad relativa
para muestras del Campo Petrocarabobo
Elaboracioacuten del modelo de simulacioacuten en Starsreg
A partir de este punto se explica una serie de procedimientos realizados para la
construccioacuten de los modelos numeacutericos para simular una prueba de
desplazamiento con agua caliente a nivel laboratorio se definieron las matrices
55
de sensibilidades donde se evaluaron los paraacutemetros teacutermicos de forma discreta
e integral
45 Uso de Starsreg
Una vez recolectado los valores petrofiacutesicos los paraacutemetros teacutermicos y
evaluados los fenoacutemenos de interaccioacuten roca fluido se procedioacute a organizar los
datos en el orden que deben ser introducidos en el simulador El simulador
numeacuterico empleado es Starsreg de CMG siendo requerido para su utilizacioacuten el
reconocimiento de su interfaz y de los datos requeridos para su ejecucioacuten asiacute
como la justificacioacuten de la realizacioacuten de las pruebas descritas y de otros
valores suministrados en campo
La herramienta Builder de CMG se empleoacute como un pre-procesador para la
construccioacuten de la malla considerando unidades de laboratorio y porosidad
singular la fecha inicial del proyecto es el 10 de octubre del 2018 hasta el 21 de
agosto y se considero un modelo de fluidos Black Oil de dos fases
451 Construccioacuten del mallado
Se escogioacute el sistema de mallado cartesiano por lo que las dimensiones
ciliacutendricas de la muestra (Tabla 44) debioacute ser convertida a una geometriacutea
cartesiana equivalente (paralelepiacutepedo) con las dimensiones que indica la Tabla
45 respetando los valores de aacuterea transversal y de longitud en este caso el
aacuterea del circulo fue trasformada a la de un cuadrado como se muestra la Figura
412
Tabla 44 Dimensiones de la muestra en forma de cilindro
Dimensiones del cilindro
Diaacutemetro (cm) Aacuterea (cm2) Altura (cm) Volumen (cm
3)
376 111 416 4613
56
Figura 412 Transformacioacuten del aacuterea transversal para la construccioacuten del mallado
Establecimiento de tamantildeo y cantidad de las celdas para el mallado se
colocaron 50 celdas en direccioacuten I 1 celda en direccioacuten J 1 celda en direccioacuten
K cuyas dimensiones se muestran en la Tabla 45
Tabla 45 Dimensiones de las celdas del mallado
Informacioacuten
de las celdas
Direccioacuten Volumen
Total I J K
Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo
M 18 50 00831 1 33322 1 33322 461356
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades de la Tabla 46 fueron colocadas en la seccioacuten de ldquoArray
Propertyrdquo estas fueron suministradas por PDVSA-Intevep obtenidas a traveacutes de
la realizacioacuten de las pruebas descritas anteriormente en los laboratorios de
interaccioacuten roca-fluido
Tabla 46 Informacioacuten petrofiacutesica de la muestra
Propiedades Petrofiacutesicas
Tope de la arena (cm) 0
Espesor de la arena (cm) 333
Porosidad () 3789
Permeabilidad (mD) (I J K) 410417
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca
En esta seccioacuten se encuentran tres pestanas donde se realiza en suministro de
los datos teacutermicos requeridos por el modelo estas pestantildeas son
compresibilidad de la roca
57
Figura 413 en la que se incorporan los valores de compresibilidad de la roca y
de la presioacuten de poro de referencia
Figura 413 Ventana para ingresar los datos de compresibilidad de la roca y presioacuten de
porosidad de referencia
En la pestantildea de propiedades teacutermicas se suministran los valores de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se selecciona el tipo de mezclado para la
conductividad se aplica o no la herramienta de la tabla de dependencia de
temperatura para la conductividad teacutermica Thcontab y se especifica que se
considera una conductividad teacutermica isotroacutepica
Figura 414
58
Figura 414 Ventana de las propiedades teacutermicas
En la figuraFigura 415 se muestra la pestantildea de peacuterdida de calor por las rocas
adyacentes en la que se indica que no hay peacuterdidas de calor especificando que
las rocas suprayacente e infrayacente no poseen la propiedad de conductividad
teacutermica (valor cero) ni capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
Figura 415 Ventana de las peacuterdidas de calor por las rocas adyacentes
Se considera propiedades teacutermicas isotroacutepicas en las distintas direcciones (I J
K) ya que no se disponen de informacioacuten de laboratorio que permita concluir lo
contrario
59
Las conductividades teacutermicas isotroacutepicas dependientes de la temperatura se
definen mediante una tabla como se puede ver en la Tabla 47 La primera
columna se refiera a la temperatura T (C|F) las columnas thconr thconw y
thcono
Tabla 47 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo discreto
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0023083 0387300 0068139
60 0019678 0391200 0067761
70 0017184 0396000 0067383
80 0015281 0400000 0067005
90 0013778 0403200 0066626
100 0012559 0405600 0066248
110 0011550 0407200 0065870
120 0010700 0408000 0065492
130 0009973 0408000 0065114
140 0009344 0407200 0064736
150 0008794 0405600 0064357
Para el modelo integral como se observa en la tabla 48 se asignoacute el mismo va-
lor a todas la fases a la misma temperaturas obtenido de las pruebas experimen-
tales de la muestra saturada estos valores de conductividad aumenta proporcio-
nalmente con la temperatura
Tabla 48 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo integral
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0003150 0003150 0003150
60 0005700 0005700 0005700
70 0008350 0008350 0008350
(Tr) 80 0011100 0011100 0011100
90 0013950 0013950 0013950
100 0016900 0016900 0016900
110 0019950 0019950 0019950
120 0023100 0023100 0023100
60
130 0026350 0026350 0026350
140 0029700 0029700 0029700
150 0033150 0033150 0033150
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad
Una vez estudiadas todas las ecuaciones que emplea el simulador para el
caacutelculo de la conductividad y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica se realizoacute
una validacioacuten comparando los valores arrojados por las ecuaciones
programadas con las graacuteficas de los archivos de salida del simulador para ello
se utilizoacute como herramienta Microsoft Excel
454 Seccioacuten de componentes
Se especificoacute que la muestra se encontraba saturada por dos fluidos (agua y un
pseudocomponente de crudo muerto) se les asignaron los valores de peso
molecular densidad y viscosidad para el resto de las propiedades se asignoacute
ldquo0rdquo de esta manera el simulador asigna los valores por defecto que se muestran
en la Tabla 49
Tabla 49 Valores por defectos del simulador
4541 Densidades
El valor de la densidad del agua fue suministrada a 80degC (temperatura de
referencia) La densidad del crudo fue calculada en los laboratorios de PVT con
el densiacutemetro digital Anton Paar modelo DMA 4500M (figura 416) el rango
61
de temperatura considerado esta entre 40 y 60 degC por las limitaciones del
equipo posteriormente el valor a 80degC fue obtenido mediante extrapolacioacuten En
la figura 417 se muestra los valores los valores de densidad introducidos en
Starsreg para la simulacioacuten
Figura 416 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 4500M Fuente PDVSA-
Intevep
Figura 417 Ventana para insertar la densidad de los fluidos
4542 Viscosidades de la fase liacutequida
El valor de densidad del agua fue proporcionado por la Empresa Mixta para
determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030 En la
62
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura se presenta
los valores de viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura a ser
ingresados en el simulador y la respectiva Curva de la viscosidad del crudocurva de
la viscosidad del crudo se ilustraen la Figura 418 En cuanto a la viscosidad del
agua es un valor constante y las viscosidades de la fase gaseosa no se habilito
esta seccioacuten ya que no se considera fase gaseosa presente en el medio
63
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura
64
Figura 418 Curva de la viscosidad del crudo
4543 General
Los valores de referencia son las condiciones de trabajo al usar en el caso de la
temperatura estaacute pautado por la temperatura en la que se empleoacute el densiacutemetro
y la presioacuten de referencia de los laboratorios de PDVSA-Intevep En la Figura
419 se muestran los valores introducidos en el simulador
65
Figura 419 Ventana de la seccioacuten de componentes para introducir los valores de referencia en
la subseccioacuten general
46 Seccioacuten de Roca-fluido
Se emplearon las curvas de permeabilidad relativas obtenidas de las pruebas
desplazamiento realizadas en los laboratorios de interaccioacuten Roca-Fluido de
Pdvsa-Intevep utilizando tapones del aacuterea de estudio
66
Figura 420 Curva de permeabilidad
47 Seccioacuten de condiciones iniciales
En esta etapa se introducen las condiciones de yacimientos de presioacuten y
temperatura a las que fueron ejecutadas las pruebas de desplazamiento la
Figura 421 No se asignoacute contactos entre fluidos para garantizar que al inicio
haya soacutelo petroacuteleo en el yacimiento
67
Figura 421 Ventana de la seccioacuten de condiciones iniciales se muestra el valor de presioacuten y
profundidad de referencia suministrada al simulador
48 Seccioacuten numeacuterica
Se especifican los paraacutemetros utilizados en la simulacioacuten numeacuterica de las
ecuaciones involucradas en el flujo de fluidos (paraacutemetros de convergencia
constantes numeacutericas meacutetodos de solucioacuten discretizacioacuten y convergencia) Se
realizaron las modificaciones siguientes para tres paraacutemetros especiacuteficos
colocando los valores siguientes
Tabla 411 Modificaciones en la seccioacuten numeacuterica
Keyword Valor Definicioacuten
DTWELL 001min Tamantildeo de intervalo de primer paso de tiempo
NEWTONCYC 30 Cantidad de iteraciones para obtener la solucioacuten
NCUTS 15 Maacuteximos intervalos de cortes
49 Seleccioacuten de pozos y datos recurrentes
El modelo estaacute conformado por dos pozos un pozo inyector situado en la celda
(1 1 1) y un pozo productor celda (50 1 1) ambos pozos inician su
funcionamiento el 10-10-2018 a 000 min hasta los 2880 min
Pozo Inyector tipo Mobweight explicit
68
Para este modelo sencillo donde se inyecta un solo fluido que no es vapor y no
ocurren cambio de fases en el proceso de inyeccioacuten es indiferente que tipo de
pozo inyector se seleccione pues no afecta los caacutelculos del modelo
Restricciones (Constrains) en la ventana de constrains del pozo inyector se
muestra que los paraacutemetros empleados fueron la presioacuten de fondo y la tasa
de inyeccioacuten y ambos aplicados con la accioacuten de CONT la cual implica que
la accioacuten a tomar en caso de una violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten
operativa en este liacutemite y continuar con la simulacioacuten
Figura 422 Ventana de constrains del pozo inyector
Fluido inyectado a continuacioacuten en la Figura 423 Ventana para
descripcioacuten del fluido de inyectado se muestra las caracteriacutesticas como
composicioacuten y temperatura del fluido inyectado
69
Figura 423 Ventana para descripcioacuten del fluido de inyectado
Pozo Productor
Se cargoacute un archivo (fhf) para adjuntar el ldquohistoacuterico de produccioacutenrdquo y cargar
los eventos de los pozos inyector y productor Este archivo se realiza a partir de
un documento (txt) contiene las informacioacuten de produccioacuten de la prueba de
desplazamiento con un formato especiacutefico que contiene fecha final nombre del
archivo ldquoProduction Data Field History Fiel fecha inicial numero de variables
a utilizar los nombres de la variables y las unidades de esas variables el
nuacutemero de pozos y sus nombres luego se coloca el valor de cada variable con
respecto a la fecha
En la Figura 424 se muestra el (fhf) que fue utilizado en el modelo en el que
se cargoacute la informacioacuten de tasas de petroacuteleo agua y liquido en el pozo
productor y de tasa de inyeccioacuten de agua en el pozo inyector en unidades de
laboratorio en el tiempo que alliacute se indica en el formato de (antildeo-mes-
diaThoraminseg)
70
Figura 424 Histoacuterico de produccioacuten empleado para el modelo
Restricciones (Constrains) en la Figura 425 se muestra que el
paraacutemetro empleado fue el de la tasa de produccioacuten de liacutequido con la
accioacuten de CONT la cual implica que la accioacuten a tomar en caso de una
violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten operativa en este liacutemite y
continuar con la simulacioacuten
71
Figura 425 Ventana de constrains del prozo productor
410 Dato de salida IO Control
Se especificaron los paraacutemetros teacutermicos y variables que se requieren como
datos de salida eacutestas son las variables que se podraacuten graficar para estudiar con
la herramienta Results Graph de CMG objetivo del anaacutelisis del trabajo
Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (HEATCAP)
Conductividad teacutermica de la formacioacuten (roca + fluidos)
(THCONDUCT)
Conductividad teacutermica de la roca (THCOMPRE)
Temperatura (TEMP)
Viscosidad del petroacuteleo (VISO)
Saturacioacuten de agua (Sw)
411 Sensibilidades
En la tabla 51 se observan los valores miacutenimos y maacuteximos permitidos por el
simulador STARSreg tambieacuten el valor representativo de valores de
conductividad para cada fase a 25degC Adicionalmente se antildeadieron los valores
de conductividad a la temperatura de referencia obtenido por las pruebas
experimentales todos estos valores fueron los empleados para el estudio de
sensibilidad de conductividad teacutermica Anaacutelogamente en la tabla 53 se
72
observan los valores que especifica el manual del simulador como valores
miacutenimos y maacuteximos tambieacuten valores representativos de capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica Los valores representativos de conductividad y de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica del simulador se emplearon para comparar con los
valores obtenidos en el laboratorio y analizar la diferencia en el valor tiacutepico de
arenas consolidadas como lo indica el simulador y las arena no consolidadas
como es nuestro caso de estudio
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total
Se realizaron corridas con el modelo laquoDiscreta Complexraquo variando los valores
de conductividad teacutermica de la roca petroacuteleo y agua) y graficando en la celda
(25 1 1) los valores de conductividad total y la temperatura para los tres
valores asignados (valor miacutenimo valor maacuteximo y valor a tr) en el estudio por
separado de cada elemento para determinar cuaacutel es el elemento que mayor
impacto causa en la temperatura
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
Se empleoacute el modelo laquoDiscreta Complexraquo para graficar la conductividad
teacutermica capacidad caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del
tiempo especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y (49 1 1)
para estudiar el efecto de los paraacutemetros teacutermicos en las diferentes celdas con el
valor de conductividad que mayor variacioacuten causa en la temperatura con
respecto al modelo base
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
Se realizaron corridas con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontabraquo e
laquoIntegral Complex Thcontabraquo realizando variaciones en los valores de
capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca (Cvr) en la celda (25 1 1) los
valores asignados fueron los valores maacuteximo miacutenimo y el correspondiente de
las pruebas a la temperatura de referencia
73
412 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
A traveacutes de los modelo laquoDiscreta Complexraquo y laquoDiscreta Complex con
Thcontabraquo se realiza una comparacioacuten del valor de la conductividad teacutermica
total del sistema de un modelos discretos y por otro lado habilitando la opcioacuten
Thcontab
413 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
Por medio de los modelos laquoIntegral Complexraquo e laquoIntegral Complex con
Thcontabraquo se estudia la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en el
modelo integral
414 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
laquoDiscreta Complexraquo y laquoIntegral Complexraquo En la Figura 514 se pueden
comparar los valores de conductividad teacutermica considerando el modelo
cargando de forma discreta e integral
415 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontab raquo e laquo Integral Complex con
Thcontabraquo se realiza la comparacioacuten de los valores conductividad teacutermica total
y conductividad teacutermica de la roca de los modelos
74
CAPIacuteTULO V
ANALISIS DE RESULTADOS
51 Sensibilidades
A continuacioacuten se presentan los resultaron de las sensibilidades de los modelos
empleados para el estudio de la conductividad teacutermica y de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica
En la tabla 51 se presenta los valores finales de la conductividad teacutermica del
agua roca y petroacuteleo para cada una de las sensibilidades estos valores son los
experimentales de conductividad teacutermica con los valores de conductividad
teacutermica que el simulador sentildeala como representativos y poder hacer una
comparacioacuten del rango de valores y similitud para estimar si se encuentra en un
valor correspondiente de su respectivo elemento Para ello se llevoacute los valores
obtenido a temperatura de 80degC a una temperatura de 25degC El valor
experimental de conductividad de la roca se encuentra por debajo del valor
sugerido lo que se debe a que el valor de conductividad teacutermica de las arenas no
consolidadas son menores a los valores de conductividad teacutermica de las arenas
consolidadas que representa el valor de conductividad teacutermica del valore
representativo que estipula el simulador
75
Tabla 51 Valores de conductividad teacutermica de STAR y obtenido experimentalmente
En la tabla 52 se observar las sensibilidades realizadas para la conductividad
teacutermica cada elemento
Tabla 52 Sensibilidades de la conductividad teacutermica
Sensibilidades Kr Ko Kw
1 Valor maacuteximo Valor a Tr Valor a Tr
2 Valor a Tr Valor maacuteximo Valor a Tr
3 Valor a Tr Valor a Tr Valor maacuteximo
4 Valor miacutenimo Valor a Tr Valor a Tr
5 Valor a Tr Valor miacutenimo Valor a Tr
6 Valor a Tr Valor a Tr Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr Valor a Tr Valor a Tr
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua
Como se observa en la Figura 51 se realizan el modelo base y las
sensibilidades 3 y 6 es decir la variacioacuten de los valores de la conductividad en
la fase acuosa se observoacute poca variacioacuten en la temperatura una diferencia de
056 degC y error de 064 para kw = 000010 JcmmindegC y diferencia de 075
degC y error de 092 para kw = 6944578 JcmmindegC con respecto a los valores
del modelo base La temperatura de la celda disminuye muy poco a medida que
se le aumenta el valor de conductividad del agua El mayor error relativo que
alcanza la conductividad teacutermica al aplicar kw = 000010 JcmmindegC es de
047 mientras que al aplicar kw = 6944578 JcmmindegC es de 5769
(ANEXO C)
76
Figura 51 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del agua en la temperatura
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se realiza el modelo base y las sensibilidades 2 y 5 y se observa que entre la
curva de la temperatura para ko = 000010 JcmmindegC y la curva de
temperatura del modelo base se observa una diferencia de 016 degC y error de
019 por ser valores cercanos visualmente ocurre un solapamiento entre
ambas curvas de temperatura caso contrario al comparar la curvas de
temperatura del modelo base con la curva de temperatura de ko = 6944578
JcmmindegC presenta una diferencia de 082 degC y error de 1 Al aumentar los
valores de conductividad teacutermica de la fase oleica es poca la disminucioacuten de la
temperatura de la celda El mayor error relativo que alcanza la conductividad
teacutermica al aplicar ko = 000010 JcmmindegC es de 029 mientras que al
aplicar ko = 6944578 JcmmindegC es de 6213 (ANEXO C)
77
Figura 52 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del petroacuteleo en la temperatura
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca
Se comparan el modelo base y las sensibilidades 1 y 4 Se recurrioacute a una graacutefica
del tipo logariacutetmica para representar los valores de conductividad total ya que
los valores introducidos afectan notablemente la temperatura con una diferencia
de 474 degC y error de 570 para kr = 000010 JcmmindegC y una diferencia de
164 degC y error de 198 para kr = 6944578 JcmmindegC y pueden causar un
cambio de conductividad teacutermica final en la celda de para kr = 000010
JcmmindegC diferencia de 004 JcmmiddotmindegC y error de 099 para kr =
6944578 JcmmindegC diferencia de 319 JcmmiddotmindegC y error de 9881
(ANEXO C)
78
Figura 53 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la temperatura
Basado en lo observado se puede inferir que es la fase solida de la roca causa
maacutes variacioacuten en la temperatura 570 al realizarle la variacioacuten en los valores
de conductividad teacutermica de la roca especiacuteficamente en kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC este
comportamiento se puede atribuir a la ecuacioacuten aplicada y al valor de
conductividad irreal de conductividad teacutermica empleada ya que es 3647 veces
mayor al valor tiacutepico Mientras la variacioacuten de la conductividad teacutermica en los
fluidos tuvieron un similar comportamiento que no representaban una
influencia marcada en la temperatura arrojando un error relativo gt1 (ANEXO
C) Al aumentar los valores de conductividad teacutermica la temperatura de la celda
disminuye lo que es coherente ya que contribuye a la propagacioacuten del calor
pero afecta en mayor escala a este caso En el ANEXO B se presenta con maacutes
detalle los valores en los que oscilan las curvas de conductividad teacutermica y la
temperatura final que se alcanza respectivamente Acotando que en general
ocurre un aumento de la conductividad durante el proceso de inyeccioacuten de agua
caliente y que aquellas conductividades teacutermica que presentan una leve
disminucioacuten con el aumento de la temperatura son las sensibilidades 2 y 6 lo
79
cual se debe a la disminucioacuten de la saturacioacuten de crudo que en el caso de ko =
6944578 JcmmindegC el cual es la conductividad teacutermica con mayor valor Por
otro lado en kw = 000010 JcmmindegC ocurre que el menor valor corresponde
a la conductividad teacutermica del agua la cual aumenta su saturacioacuten y como la
conductividad teacutermica total se basa en una ecuacioacuten de ponderacioacuten por
volumen hace que el valor de conductividad teacutermica total tienda a la
conductividad con el mayor volumen
La sensibilidad de la conductividad teacutermica de la roca afecta inversamente a la
temperatura como a la capacidad caloriacutefica obtenieacutendose asiacute una curva de
mayor capacidad caloriacutefica al introducir el menor valor de conductividad de la
roca y viceversa figura 54
Figura 54 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
En la Figura 55 se observa como el aumento de la conductividad incrementa el
avance del agua proporcionalmente al disminuir la conductividad aumenta la
temperatura lo cual ayuda a la disminucioacuten de la viscosidad del crudo y
aumentado la movilidad y beneficiando la extensioacuten de la saturacioacuten de agua en
la celda
80
Figura 55 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en el avance de
inyeccioacuten de agua
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
En las Figura 56 y 57 se graficaron la conductividad teacutermica capacidad
caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del tiempo al aplicar la
sensibilidad 4 especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y
(49 1 1) donde se observa como el frente de agua trae consigo el aumento de
la temperatura la capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica siento el maacutes
afectado la celda (2 1 1) la cual es la celda maacutes proacutexima al pozo inyector ya
que es por medio del cual se inyecta el agua caliente
81
Figura 56 Saturacioacuten y capacidad de kr = 000010 JcmmindegC
Figura 57 Temperatura y conductividad de kr = 000010 JcmmindegC
82
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
En la tabla 53 se observa que existe una diferencia entre el valor representativo
del simulador que trae por defecto a 25degC y el valor experimental extrapolado a
25degC apreciaacutendose que el valor de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
experimental es mayor por lo que establece que las arenas no consolidadas
requieren mayor cantidad de energiacutea en forma de calor para aumentar la
temperatura
Tabla 53 Valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de STAR y obtenido experimentalmente
Nombre Keyword
Valor
miacutenimo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
maacuteximo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
representativo
para STAR a
25degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 80degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 25degC
(Jcm3degC)
Capacidad
Caloriacutefica
Volumeacutetrica
de la roca
Rockcp 0 100 23470 18513 37598
En la tabla 54 se observar las sensibilidades realizadas para la capacidad caloriacute-
fica volumeacutetrica
Tabla 54 Sensibilidades de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca
Sensibilidades Cvr
7 Valor maacuteximo
8 Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr
Al graficar el modelo base y las sensibilidades 7 y 8 se observa en la Figura 58
(izquierda) que la saturacioacuten del agua es mayor al usar la sensibilidad 8 de la
Tabla 54 es decir el menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cvr = 0
Jcm3degC) el modelo base tiene un comportamiento semejante debido a la
cercaniacutea de sus valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica caso contrario al
introducir la sensibilidad 7 de la Tabla 54 (Cvr = 100 Jcm3degC) pues este caso
presenta una curva que muestra un suave incremento luego de los 246 minutos
83
de iniciar la inyeccioacuten En la Figura 58 (derecha) se representan tres rectas casi
constantes producto de introducir los valores de la tabla 53 en la ecuacioacuten 6 su
comportamiento de recta horizontal se debe a la poca variacioacuten de capacidad
caloriacutefica con respecto al incremento de temperatura Por otro lado en la Figura
59 (izquierda) se aprecia la variacioacuten de la temperatura y que el miacutenimo valor
de capacidad arroja como resultado un abrupto aumento de la temperatura de la
celda seguida por la curva del modelo base y por uacuteltimo la curva de maacuteximo
valor de capacidad demostrando que solo aumenta la temperatura de la celda
hasta 714degC lo cual se debe a que el aumento de la temperatura estaacute asociado a
la saturacioacuten de agua y la sensibilidad que obtenga una mayor saturacioacuten
obtendraacute tambieacuten una mayor temperatura y viceversa Con respecto a la
conductividad teacutermica al introducir el mayor valor de capacidad caloriacutefica
demostroacute ser la curva con un aumento de pendiente casi vertical los primero
minutos del desplazamiento consecuencia de incremento de saturacioacuten se agua
y luego de los 900 minutos tiende a un valor constante de 0039 JcmmiddotmindegC
mientras las otras dos curvas muestran un aumento al inicio del proceso y
alcanza un punto criacutetico en el minuto 64 decayendo hasta los 400 minutos
alcanzando en ese punto un menor valor de conductividad teacutermica la
sensibilidad del menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
84
Figura 58 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex
Thcontab
85
Figura 59 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad de
la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex Thcontab
Las Figura 510 y 511 muestran graficas similares a las Figura 58 y Figura 59
del modelo cargado con valores de forma integral se obtienen las mismas
observaciones en la saturacioacuten tanto para la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y
temperatura Sin embargo en el paraacutemetro de la conductividad teacutermica
presentan curvas que incrementan a medida que la temperatura aumenta
Debido a que la variacioacuten de la saturacioacuten no afecta el valor de conductividad
total como consecuencia de la restriccioacuten de aumentar con la temperatura por
medio de la herramienta Thcontab para todas las fases con el mismo valor
86
Figura 510 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex
Thcontab
87
Figura 511 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad
de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex Thcontab
52 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
En la Figura 512 se puede observar la contraposicioacuten de estudiar la
conductividad teacutermica total del sistema de un modelos discretos introduciendo
un solo valor constante de la conductividad para cada fase respectiva y por otro
lado habilitando la opcioacuten Thcontab que permite especificar la variacioacuten de las
conductividades de cada fase con respecto a la variacioacuten de la temperatura y
ademaacutes permite la opcioacuten de graficar la curva de conductividad de la roca la
cual es decreciente al transcurrir el tiempo y el aumento de la temperatura Al
comparar ambas curvas de conductividad teacutermica total se puede distinguir una
curva creciente que pertenece valores constantes de conductividad teacutermica para
cada fase mientras que la curva que emplea Thcontab se compone de tres
tendencias ambas curvas muestran al inicio un crecimiento pronunciado debido
al aumento de la saturacioacuten del agua la curva con Thcontab una segunda
88
seccioacuten que muestra un decrecimiento luego de un punto criacutetico a los 64
minutos y luego a partir de los 400 minutos una seccioacuten de valores contantes
que presenta un ligero incremento sin embargo las curvas solo presentan una
diferencia en promedio de 0000183 JcmmiddotmindegC y un error de 05
Figura 512 Contraste entre la conductividad total de un modelo discreto Complex y un modelo
discreto Complex con Thcontab
53 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
En la Figura 513 se expone la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en
el modelo integral Complex La conductividad teacutermica total del sistemas al
introducir los valores contantes de conductividad (Curva 1) se describe una
conductividad constante en el tiempo con una recta de pendiente cero con el
mismo valor que se introdujo en el simulador cada fase con el mismo valor de
conductividad y por balance de masa incrementar la saturacioacuten de agua
disminuye proporcionalmente la saturacioacuten de petroacuteleo mantenieacutendose
constante la porosidad lo cual indica un mismo valor volumeacutetrico de roca en la
89
ecuacioacuten de volumen ponderado que calcula la conductividad teacutermica total
quien arroja el mismo resultado en cada paso de tiempo Mientras que al
habilitar la opcioacuten Thcontab es igualmente asignando el mismo valor de
conductividad teacutermica para todas las fases pero indicando la variacioacuten con la
temperatura se permite observar que la conductividad teacutermica de la roca y la
total del sistemas presentan unas curvas solapadas que incrementan con el
transcurrir del tiempo
Anaacutelogamente estas curvas son iguales por el balance de materiales el aumento
de la curva se debe a la variacioacuten de los valores de conductividad a traveacutes del
tiempo seguacuten indica la tabla Thcontab Al comparar ambas curvas de
conductividad teacutermica total se observa una diferencia de 00002163
JcmmiddotmindegC y un error de 19 (ver ANEXO D)
Figura 513 Contraste de la conductividad total de un modelo integral Complex y la
conductividad total y de la roca de un modelo integral con Thcontab
90
54 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
En la Figura 514 se pueden comparar los valores de conductividad teacutermica
considerando el modelo cargando de forma discreta e integral La capacidad
caloriacutefica y la saturacioacuten no se ven afectadas por el tipo de modelo que se
emplee la temperatura al contrario si representa una diferencia de 102 entre
los minutos 400 y 800 En el modelo discreto la conductividad es 345 veces
mayor al modelo integral mantenieacutendose este en el valor contante de 0011100
JcmmiddotmindegC y por el contrario el modelo discreto iniciando en 00293004
JcmmiddotmindegC y ascendiendo hasta el valor de 0038362 JcmmiddotmindegC esto se debe
que aunque el simulador emplea la ecuacioacuten 8 con los valores de conductividad
de cada elementos (roca agua y petroacuteleo) constantes a traveacutes del tiempo pero
las saturaciones variacutean a traveacutes del tiempo eacutestos cambios en las saturaciones
hacen que la conductividad teacutermica total ascienda tendiendo a la conductividad
de quien incrementa su saturacioacuten eacuteste es el caso del agua y la cual posee una
conductividad mayor Ambas curvas tienen una diferencia de 0022731
JcmmiddotmindegC y un error de 672 (ANEXO E)
91
Figura 514 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad capacidad caloriacutefica temperatura
y saturacioacuten total de un modelo discreto Complex con un modelo integral Complex
55 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Aunque ambos modelos (integral y discreto) fueron ejecutados con Thcontab lo
que permite para ambos casos graficar la conductividad teacutermica de la roca solo
se graficoacute para el modelo discreto (Figura 515) ya que al realizar un modelo
integral la conductividad teacutermica de la roca es la misma que la conductividad
teacutermica total y ambas curvas se solapan En el modelo discreto se aprecia que
la conductividad teacutermica de la roca disminuye al transcurrir del tiempo donde
ocurre el aumento de temperatura tal y como lo enuncia Messmer (1980) afirma
ldquoLa conductividad teacutermica de las arenas no consolidadas disminuyen con el
aumento de la temperatura debido a los efectos del mineral cuarzo que es un
material cristalino con propiedades teacutermicas anisotroacutepicas presente en estos
sistemasrdquo El cuarzo que es el mineral que predomina en las areniscas seguacuten
estudios llevados a cabo en PDVSA - Intevep (2016) mediante Difraccioacuten de
92
Rayos X determinaron que posee mayor porcentaje (66) presente en el
sistema de yacimiento petroliacutefero campo Petrocarabobo En las curvas de
conductividad teacutermica total entre los modelo discreto e integral se obtuvo una
diferencia en promedio de 0023130 JcmmiddotmindegC y un error de 2125 y entre
las curvas de conductividad teacutermica de la roca una diferencia en promedio de
0004859 JcmmiddotmindegC y un error de 446 (ANEXO F)
Figura 515 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad total de un modelo discreto
Complex Thcontab y un modelo integral Complex Thcontab
93
CONCLUSIONES
Las arenas consolidadas secas pueden tener una conductividad teacutermica
mayor que las arenas no consolidadas sin fluidos con la misma
composicioacuten debido a que ocupa mayor proporcioacuten volumeacutetrica en un
volumen determinado es decir hay mayor contacto entra los poros de la
matriz
El caacutelculo de la conductividad total del sistema se realiza mediante el
meacutetodo Complex debido a que utiliza la ecuacioacuten de mezcla no lineal
recomendada por CMG tomando en cuenta las conductividades y
saturaciones de los fluidos presentes e interrelaciones entre las fases
En modelo integral Thcontab todos los valores de conductividad teacutermica
aumentan sin importar el comportamiento particular con la temperatura
asiacute como el orden de magnitud de cada fase (roca agua petroacuteleo y gas)
por lo tanto no representa el comportamiento real de la transferencia de
calor en el medio poroso
Se concluye que es la roca la fase que causa maacutes variacioacuten en la
temperatura al realizarle la variacioacuten en los valores de conductividad
teacutermica de la roca un error de 570 al asignar kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC
Al contrastar los modelos cargados de forma discreta e integral se
contempla que las curvas de conductividad total tienen un error relativo
de 672
94
Entre los modelos discreto e integral cargados con thcontab se obtuvo
que las curvas de conductividad teacutermica total presentaban un error de
2125 y entre las curvas de conductividad teacutermica de la roca de ambos
modelos un error de 446
Debido al alto error entre los valores de conductividad teacutermica obtenida
entre las curvas de los modelos cargados de forma discreta e integral no
se pueden considerar como modelos equivalentes
Al realizar el estudio de los efectos de variar los valores de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se encontroacute que al asignar el valor
maacuteximo ocurre una disminucioacuten importante en los valores de la
saturacioacuten de agua y temperatura de los modelos discreto e integral Por
otro lado en el caso de la conductividad teacutermica causa un aumento de la
curva para el modelo discreto y una curva por debajo de la curva del
modelo base para el modelo integral
95
RECOMENDACIONES
Realizar estudio de determinacioacuten de propiedades teacutermica en muestras
saturadas elaborando sensibilidades en las saturaciones de los fluidos
presentes
Para representar las condiciones reales del yacimiento con un crudo
vivo y tres fases (petroacuteleo agua y gas) se debe incluir un PVT del fluido
para evaluar los procesos de transferencia de calor
Profundizar en el estudio de RMN y calorimetriacutea para obtener los
paraacutemetros teacutermicos en todas las direcciones (I J K) del tapoacuten ya que
existe en general presentan un comportamiento anisotroacutepico y
disminuye la certidumbre de las propiedades teacutermicas el considerar que
el sistema tiene cualidades de Isotropiacutea
Realizar modelos de simulacioacuten numeacuterica suministrando los valores de
conductividad teacutermica de forma discreta
96
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99
ANEXOS
ANEXO A Propiedades RMN de los fluidos de yacimientos Fuente Coates y cols (1999)
Fluidos T1 (ms) T2 (ms) T1T2 Viscosidad (cP)
Salmuera 1 ndash 500 1 - 500 2 02 - 08
Petroacuteleo Liviano 3000 ndash 4000 300 - 1000 4 02 - 100
Gas 4000 ndash 5000 30 - 60 80 0011 - 0014
ANEXO B Valores promedio de conductividad teacutermica total al variar la conductividad de las
fases
Figuras
51 - 53
Kt (JcmmiddotmindegC) Temperatura
final (degC) Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
Sensibilidad 6 002543 0020102 0022766 899
Sensibilidad 3 0069244 007729 0073267 897
Sensibilidad 5 0020747 0036985 0028866 898
Sensibilidad 2 007738 00771575 007738 897
Sensibilidad 4 0000488 0000506 0000497 90
Sensibilidad 1 168611 322573 245592 896
Modelo base 00293 0038362 0033831 898
100
ANEXO C Contraste de conductividad y temperatura entre sensibilidades de conductividad
101
ANEXO D Contraste de conductividad total al habilitar Thcontab en modelos integrales
Figura
513
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0000216 194
kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
ANEXO E Contraste de conductividad total entre modelo integral y discreto
Figura 514
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0022731 6719 kt discreta
Complex 00293 0038362 0033831
ANEXO F Contraste de kt y kr entre modelo integral y discreto Thcontab
Figura 515
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt discreta
Complex
Thcontab
0032386 0035643 0034014
002313 21251 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr discreta
Complex
Thcontab
0017683 0013803 0015743
0004859 4464 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
ix
43 PROCEDIMIENTO METODOLOacuteGICO 41
431 Revisioacuten bibliograacutefica 42
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten 43
44 CARACTERIZACIOacuteN DE LOS FLUIDOS 49
45 USO DE STARSreg 55
451 Construccioacuten del mallado 55
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas 56
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca 56
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad 60
454 Seccioacuten de componentes 60
4541 Densidades 60
4542 Viscosidades de la fase liacutequida 61
4543 General 64
46 SECCIOacuteN DE ROCA-FLUIDO 65
47 SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES 66
48 SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
49 SELECCIOacuteN DE POZOS Y DATOS RECURRENTES 67
410 DATO DE SALIDA IO CONTROL 71
411 SENSIBILIDADES 71
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total 72
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas 72
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica 72
412 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO DISCRETO 73
413 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO INTEGRAL 73
414 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON MODELO INTEGRAL 73
415 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON THCONTAB CON
MODELO INTEGRAL THCONTAB 73
CAPIacuteTULO V 74
ANALISIS DE RESULTADOS 74
x
51 SENSIBILIDADES 74
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica 74
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua 75
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo 76
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca 77
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas 80
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica 82
52 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO DISCRETO 87
53 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO INTEGRAL 88
54 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON MODELO INTEGRAL 90
55 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON THCONTAB CON
MODELO INTEGRAL THCONTAB 91
CONCLUSIONES 93
RECOMENDACIONES 95
BIBLIOGRAFIacuteA 96
ANEXOS 99
xi
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 21 VISCOSIDAD DEL CRUDO VS TEMPERATURA FUENTE PUERTA (2015) 15
FIGURA 22 INYECCIONES DE AGUA CALIENTE FUENTE BRICENtildeO (2015) 16
FIGURA 23 GRAacuteFICA TASAS DE FLUIDOS EN FUNCIOacuteN DEL TIEMPO (SEPUacuteLVEDA 2005) 28
FIGURA 31 FAJA PETROLIacuteFERA DEL ORINOCO FUENTE PUERTA (2015) 35
FIGURA 32 AacuteREA DE CARABOBO Y SUS LIacuteMITES TERRITORIALES FUENTE PUERTA (2015) 36
FIGURA 33 CUENCAS PETROLIacuteFERAS DE LA REPUacuteBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA FUENTE
PUERTA (2015) 37
FIGURA 34 CONFIGURACIOacuteN ESTRUCTURAL FUENTE ARCHIVOS DE PETROINDEPENDENCIA
SA 38
FIGURA 41 FASES DE LA METODOLOGIacuteA APLICADA 42
FIGURA 42 SISTEMA PARA CONFINAMIENTO DE MUESTRAS DE ROCA NO CONSOLIDADAS
FUENTE INTEVEP SA CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS
DE VENEZUELA SA 44
FIGURA 43 PROCESO COMPLETO DE EMPAQUE DE MUESTRAS FUENTE PDVSA-INTEVEP 44
FIGURA 44 RESONADOR MARAN ULTRA DRX 2 FUENTE PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 45 INSTRUMENTO PARA LA REALIZACIOacuteN DE LA PRUEBA CALORIMEacuteTRICA FUENTE
PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 46 EQUIPO DE LIMPIEZA DE MUESTRAS DEAN-STARS A) ANTES DE LA LIMPIEZA DE
MUESTRA Y B) DURANTE LA LIMPIEZA DE MUESTRAS 48
FIGURA 47 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 35N FUENTE PDVSA-
INTEVEP 50
FIGURA 48 RETROVISCO RV 2030 MARCA HAAKE FUENTE PDVSA-INTEVEP 51
FIGURA 49 DIAGRAMA DE UN SIMULADOR FIacuteSICO DE YACIMIENTOS FUENTE INTEVEP SA
CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS DE VENEZUELA SA 52
FIGURA 410 ESQUEMA DEL PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL PARA LA DETERMINACIOacuteN DE
CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA POR EL MEacuteTODO DE ESTADO NO ESTACIONARIO
FUENTE DIacuteAZ (2014) 53
FIGURA 411 EFECTO DE LA VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA SOBRE LAS CURVAS DE
PERMEABILIDAD RELATIVA PARA MUESTRAS DEL CAMPO PETROCARABOBO 54
FIGURA 412 TRANSFORMACIOacuteN DEL AacuteREA TRANSVERSAL PARA LA CONSTRUCCIOacuteN DEL
MALLADO 56
xii
FIGURA 413 VENTANA PARA INGRESAR LOS DATOS DE COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA Y
PRESIOacuteN DE POROSIDAD DE REFERENCIA 57
FIGURA 414 VENTANA DE LAS PROPIEDADES TEacuteRMICAS 58
FIGURA 415 VENTANA DE LAS PEacuteRDIDAS DE CALOR POR LAS ROCAS ADYACENTES 58
FIGURA 416 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 4500M FUENTE
PDVSA-INTEVEP 61
FIGURA 417 VENTANA PARA INSERTAR LA DENSIDAD DE LOS FLUIDOS 61
FIGURA 418 CURVA DE LA VISCOSIDAD DEL CRUDO 64
FIGURA 419 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE COMPONENTES PARA INTRODUCIR LOS VALORES DE
REFERENCIA EN LA SUBSECCIOacuteN GENERAL 65
FIGURA 420 CURVA DE PERMEABILIDAD 66
FIGURA 421 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES SE MUESTRA EL VALOR DE
PRESIOacuteN Y PROFUNDIDAD DE REFERENCIA SUMINISTRADA AL SIMULADOR 67
FIGURA 422 VENTANA DE CONSTRAINS DEL POZO INYECTOR 68
FIGURA 423 VENTANA PARA DESCRIPCIOacuteN DEL FLUIDO DE INYECTADO 69
FIGURA 424 HISTOacuteRICO DE PRODUCCIOacuteN EMPLEADO PARA EL MODELO 70
FIGURA 425 VENTANA DE CONSTRAINS DEL PROZO PRODUCTOR 71
FIGURA 51 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL AGUA EN LA
TEMPERATURA 76
FIGURA 52 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL PETROacuteLEO EN
LA TEMPERATURA 77
FIGURA 53 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
TEMPERATURA 78
FIGURA 54 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
CAPACIDAD 79
FIGURA 55 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN EL
AVANCE DE 80
FIGURA 56 SATURACIOacuteN Y CAPACIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 57 TEMPERATURA Y CONDUCTIVIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 58 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO COMPLEX THCONTAB 84
FIGURA 59 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO
COMPLEX THCONTAB 85
xiii
FIGURA 510 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 86
FIGURA 511 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL
COMPLEX THCONTAB 87
FIGURA 512 CONTRASTE ENTRE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
Y UN MODELO DISCRETO COMPLEX CON THCONTAB 88
FIGURA 513 CONTRASTE DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO INTEGRAL COMPLEX Y
LA CONDUCTIVIDAD TOTAL Y DE LA ROCA DE UN MODELO INTEGRAL CON THCONTAB 89
FIGURA 514 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD CAPACIDAD
CALORIacuteFICA TEMPERATURA Y SATURACIOacuteN TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
CON UN MODELO INTEGRAL COMPLEX 91
FIGURA 515 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO
DISCRETO COMPLEX THCONTAB Y UN MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 92
xiv
LISTA DE TABLAS
TABLA 21 GRAVEDAD API DE LOS HIDROCARBUROS 13
TABLA 22 POROSIDAD DE LOS MINERALES DE YACIMIENTOS 17
TABLA 23 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DEL AGUA 21
TABLA 41 VALORES DE LAS DIMENSIONES DE LAS MUESTRA A ESTUDIAR 43
TABLA 42 CONDICIONES EMPLEADAS EN LA TEacuteCNICA DE RMN 45
TABLA 43 COMPOSICIOacuteN DE LA SALMUERA 50
TABLA 44 DIMENSIONES DE LA MUESTRA EN FORMA DE CILINDRO 55
TABLA 45 DIMENSIONES DE LAS CELDAS DEL MALLADO 56
TABLA 46 INFORMACIOacuteN PETROFIacuteSICA DE LA MUESTRA 56
TABLA 47 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO DISCRETO 59
TABLA 48 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO INTEGRAL 59
TABLA 49 VALORES POR DEFECTOS DEL SIMULADOR 60
TABLA 410 VISCOSIDAD DE LOS FLUIDOS CON SU RESPECTIVA TEMPERATURA 63
TABLA 411 MODIFICACIONES EN LA SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
TABLA 51 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DE STAR Y OBTENIDO EXPERIMENTALMENTE 75
TABLA 52 SENSIBILIDADES DE LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA 75
TABLA 53 VALORES DE CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE STAR Y OBTENIDO
EXPERIMENTALMENTE 82
TABLA 54 SENSIBILIDADES DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE LA ROCA 82
1
INTRODUCCIOacuteN
Debido a la merma de crudos livianos y medianos a nivel mundial y nacional
aunado a los altos costos de la energiacutea y la necesidad de restituir la reserva se
estaacute incentivando a la empresa petrolera nacional a explotar de forma eficiente
las reservas de crudos pesados y extra-pesados a un ritmo maacutes acelerado los
cuales se caracterizan seguacuten la API (American Petroleum Institute) por ser
poseedores de altas viscosidades dificultando asiacute el proceso de explotacioacuten y
extraccioacuten (PDVSA 2010)
Dadas las reservas que de estos tipos de crudos en Venezuela se presentan en la
Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se ha establecido como reto el trabajar en
mejorar e innovar en tecnologiacuteas a nivel de exploracioacuten y explotacioacuten con la
finalidad de garantizar la mayor optimizacioacuten de los recursos proteger la
integridad del yacimiento y disminuir el impacto ambiental Entre los aspectos
maacutes importantes a tener en cuenta destaca la necesidad de contar con una
correcta caracterizacioacuten del yacimiento ya que eacutesta brinda la informacioacuten
baacutesica necesaria para definir la tecnologiacutea maacutes adecuada para el proceso de
explotacioacuten del yacimiento (Doumat 2016)
En particular para el caso de los yacimientos de crudos pesados y extra-
pesados existen diversas tecnologiacuteas para su extraccioacuten y explotacioacuten de
acuerdo a un proceso de recuperacioacuten mejorada de hidrocarburos (RMH)
dentro de las cuales destacan aquellos basados en meacutetodos teacutermicos (Ferrer
2009) Para la aplicacioacuten de estos meacutetodos en particular es necesario contar con
una evaluacioacuten de las propiedades teacutermica del yacimiento la cual usualmente
poco se ejecuta pero que resulta de gran importancia ya que permite conocer
coacutemo ocurre la transferencia de calor en el sistema dadas las dificultades
presentadas principalmente por las altas viscosidades encontradas en estos tipos
2
de crudos Es por ello que la estimacioacuten de propiedades teacutermicas del
yacimiento como difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad caloriacutefica y
conductividad teacutermica debe ser realizada previo a la seleccioacuten de la tecnologiacutea
a implementar para la extraccioacuten del crudo con la finalidad de conocer su
influencia en las propiedades de interaccioacuten roca-fluido que toman vida en el
yacimiento al implementar dichas tecnologiacuteas
Los paraacutemetros teacutermicos de los yacimientos asociados a la Empresa Mixta
Petrocarabobo a considerar en este trabajo son obtenidos de las pruebas de
laboratorio empleando las teacutecnicas de Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN) y
Calorimetriacutea estos seraacuten utilizados para evaluar su impacto en la transferencia
de calor mediante una simulacioacuten numeacuterica empleando el software Starsreg de
la empresa canadiense CMG (Computer Modelling Group) Asiacute en funcioacuten a lo
anteriormente expuesto en este estudio se plantea evaluar el efecto de las
propiedades teacutermicas sobre un sistema de yacimiento de forma discreta y
continua entendieacutendose por evaluacioacuten discreta el escenario donde cada uno
de los componentes del sistema (arena agua y crudo) son estudiados por
separado mientras que el continuo representa el sistema roca-fluido evaluado
como un solo elemento
3
CAPIacuteTULO I
EL PROBLEMA
11 Planteamiento de problema
La caracterizacioacuten de los yacimientos contempla en teacuterminos generales todos
aquellos estudios previos que se realizan para conocer las propiedades del
sistema roca-fluido a fin de optimizar los consiguientes procesos y por ende
entre otros aspectos mitigar los costos durante la explotacioacuten A nivel teacutermico
los fenoacutemenos asociados a esta caracterizacioacuten son actualmente determinados
de forma empiacuterica a condiciones ideales o por teacutecnicas que finalmente soacutelo
estiman la conductividad teacutermica de las rocas razoacuten por la cual se plantea en
este trabajo evaluar la influencia de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma
discreta y continua para un yacimiento petroliacutefero de arena no consolidada y
crudo extra-pesado asociado al Bloque Carabobo de la Faja Petroliacutefera del
Orinoco bajo una metodologiacutea experimental de tipo evaluativa a traveacutes del
simulador numeacuterico CMG Starsreg
12 Objetivos de la investigacioacuten
121 Objetivo general
Evaluar el impacto de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma discreta y
continua para un yacimiento asociado a la Faja Petroliacutefera del Orinoco a traveacutes
de simulacioacuten numeacuterica
4
122 Objetivos especiacuteficos
Recopilar la informacioacuten disponible de anaacutelisis experimentales en
propiedades teacutermicas de yacimientos de la FPO asiacute como las de
propiedades baacutesicas y de interaccioacuten roca fluidos
Construir el modelo de simulacioacuten numeacuterica para representar los
fenoacutemenos teacutermicos
Evaluar los escenarios de simulacioacuten resultantes de considerar las
variables teacutermicas de forma discreta y continua
Cotejar el impacto de los fenoacutemenos teacutermicos sobre los resultados
obtenidos en las simulaciones ejecutadas para los escenarios planteados
(discreto y continuo)
13 Justificacioacuten de la investigacioacuten
En la Faja Petroliacutefera del Orinoco los pozos estaacuten asociados a crudos pesados y
extra-pesados con viscosidades altas entre 1000 y 13000 cP aproximadamente
para el crudo vivo y viscosidades de hasta maacutes de 1000000 cP para el crudo
muerto lo cual dificulta las pruebas experimentales a nivel de laboratorio
Dadas estas condiciones es necesario estudiar las tecnologiacuteas existentes que
tienen lugar en el proceso de extraccioacuten de crudo debido a las dificultades que
se presentan al desplazar un fluido de tan alta viscosidad a traveacutes del medio
poroso que constituye el yacimiento (PDVSA 2006)
La tecnologiacutea maacutes empleada para estos tipos de crudos y que ha brindado
buenos resultados es la aplicacioacuten de meacutetodos teacutermicos con el fin de disminuir
la viscosidad del petroacuteleo para facilitar su movilidad a traveacutes del medio poroso
Es por ello que surge la necesidad de profundizar en el estudio de los
fenoacutemenos teacutermicos y asiacute garantizar la eficiencia de la aplicacioacuten de energiacuteas
5
adicionales para obtener una mayor explotacioacuten y produccioacuten que beneficie los
intereses de las compantildeiacuteas petroleras generando mayores ingresos
Entre los fenoacutemenos teacutermicos maacutes relevantes que toman lugar durante estos
procesos es importante resaltar la difusividad teacutermica la cual brinda
informacioacuten de la propagacioacuten de energiacutea a traveacutes de un medio (Cengel 2011)
el calor especiacutefico que indica la cantidad de calor necesaria a aplicar para que
un cuerpo eleve su temperatura un grado la capacidad caloriacutefica que indica la
cantidad de calor necesaria para aumentar un grado centiacutegrado la temperatura
de un volumen de sustancia determinado y por uacuteltimo la conductividad teacutermica
que muestra la capacidad de un cuerpo para conducir el calor a traveacutes de eacutel
(Cengel 2011)
Debido a que la evaluacioacuten experimental de estas propiedades teacutermicas es
compleja y costosa dentro de la industria petrolera en los uacuteltimos antildeos se ha
recurrido a ecuaciones empiacutericas como las reportadas por (Seto et al 1991) en
esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis como RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten
numeacuterica con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un
sistema en el que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y
continua para a su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y
calorimetriacutea para determinar dichas propiedades teacutermicas
14 Alcance de la investigacioacuten
Evaluar los paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma continua y discreta a traveacutes
de una simulacioacuten numeacuterica de yacimiento que permita determinar el impacto
de cada una de las variables teacutermicas sobre la dinaacutemica de los fluidos en
consideracioacuten para cada una de las condiciones indicadas continua y discreta
asiacute como establecer cuaacutel de estas dos condiciones experimentales en la
6
evaluacioacuten de los paraacutemetros teacutermicos es maacutes rentable y efectivo para el estudio
de fenoacutemenos teacutermicos difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad
caloriacutefica y conductividad teacutermica
15 Limitaciones
Como una de las principales limitaciones del trabajo se presenta el posible
vencimiento de la licencia del software de simulacioacuten de yacimientos empleado
en la investigacioacuten (Starsreg de CMG) De igual manera la disponibilidad de
paraacutemetros experimentales que aporten informacioacuten de los fenoacutemenos teacutermicos
sobre sistemas de yacimientos que permitan obtener una caracterizacioacuten maacutes
amplia de la influencia de los mismos sobre los resultados de la simulacioacuten
Ademaacutes se debe tener en consideracioacuten los siguientes aspectos
Los datos de las propiedades se obtienen de pruebas de laboratorio para
crudo extra-pesados de la FPO
Los datos utilizados corresponden a resultados de experimentos a
saturacioacuten de agua irreducible (Swirr) 85 sin presencia de gas en el
sistema
Los modelos existentes en los simuladores representan correlaciones
desarrolladas con petroacuteleo convencional mientras que en este estudio se
utiliza petroacuteleo extra-pesado Tanto en las ecuaciones de mezclas de las
fases liquida y gaseosa como en la dependencia con temperatura de las
propiedades teacutermicas
La evaluacioacuten del comportamiento integral implica asignacioacuten de la
propiedad igual para todas las fases presentes mientras que la discreta
especifica los valores individuales
7
Se realiza una verificacioacuten del efecto de la variacioacuten de las propiedades
teacutermica en el comportamiento transitorio de la temperatura y la diferencia
al considerar los enfoques discreto e integral
El estudio no pretende ser riguroso ni presentar el estado del arte de las
propiedades teacutermicas involucradas en el flujo de fluidos
No se estudia el efecto de la temperatura en las curvas de permeabilidad
relativa
8
CAPIacuteTULO II MARCO TEOacuteRICO
MARCO TEOacuteRICO
21 Antecedentes de la investigacioacuten
Anand et al (1973) ldquoPredicting Thermal Conductivities of formations From
Other Know Propertiesrdquo
Obtuvieron correlaciones para la estimacioacuten de la conductividad teacutermica de
areniscas saturadas de liacutequido con un conocimiento de la conductividad de la
arenisca seca y de las propiedades del fluido que la satura
La conductividad teacutermica de la roca seca ha mostrado ser funcioacuten de la
densidad el espacio poral el tamantildeo y tipo de grano cementacioacuten y
composicioacuten mineral La conductividad teacutermica de materiales que tienen
estructura cristalina como el cuarzo decrece con el incremento de temperatura
Zierfuss y Van der Vliet realizaron estudios para arenas consolidadas donde
establecieron que la conductividad teacutermica aumentaba si la permeabilidad y la
porosidad aumentaba
Guiados por la correlacioacuten de Tikhomirov (para rocas secas) se obtuvieron una
familia de curvas descritas por la ecuacioacuten de Somerton (para las areniscas
saturadas) que toma en cuenta la variacioacuten de la temperatura Los cambios de
fase afectan la conductividad pero esto es un efecto de la saturacioacuten del fluido
en lugar de un efecto de temperatura en siacute
La compresioacuten es una fuerza opuesta a la presioacuten de poro si la presioacuten de poro
disminuye entonces gobernara la compresioacuten y aumentara la conductividad
teacutermica porque causara mayor contacto La presioacuten de poro puede estar
asociada al comportamiento del fluidos contenido en los poros y la reduccioacuten
de la presioacuten de poro puede deberse a la vaporizacioacuten de alguno de los fluidos y
9
esto puede causar la reduccioacuten de la conductividad teacutermica sin embargo esto
se atribuye a un efecto de saturacioacuten y no de presioacuten de poro en siacute
Somerton et al (1974) ldquoThermal Behavior of Uncosolidated Oil Sandsrdquo
La conductividad teacutermica de las arenas petroliacuteferas no consolidadas han sido
medidas y correlacionadas con otras propiedades fiacutesicas del sistema roca-fluido
donde se ha determinado que el fluido mojante tiene un efecto dominante en el
valor de la conductividad y ademaacutes el soacutelido con mayor porcentaje en la
composicioacuten de la roca
Explica que para las arenas consolidadas la conductividad teacutermica de la arena
saturada con salmuera es de 2 a 3 veces mayor que la conductividad teacutermica de
la arena seca Mientras que para las arenas no consolidadas las arenas saturas de
salmuera son de 6 a 8 veces la conductividad teacutermica de la arena seca
Los efectos de la variacioacuten de la temperatura en la conductividad teacutermica para
las arenas no consolidadas son relativamente pequentildeos y pueden ser evaluados
con una simple ecuacioacuten lineal igualmente los efectos de la variacioacuten de la
presioacuten La conductividad teacutermica de la roca seca es baja por el contacto entre
granos la fase mojante aumenta la conexioacuten y asiacute aumenta la conductividad
En las arenas es importante tambieacuten el efecto de la porosidad y la conductividad
de los soacutelidos aunque presenta menor importancia la conductividad tambieacuten es
afectada por el tamantildeo de granos forma y distribucioacuten permeabilidad y
resistividad eleacutectrica son los factores maacutes relacionados la conductividad
teacutermica pero solo en cuanto a otras propiedades como el tamantildeo de los poros
la forma y la tortuosidad que a su vez se relacionan con la conductividad
teacutermica
Desarrollaron un modelo matemaacutetico para predecir que la conductividad de
algunas rocas saturadas incrementa casi linealmente con el aumento de la fase
mojante y hay una gran disminucioacuten de la conductividad entre la saturacioacuten de
10
agua connata y el 100 por ciento de la saturacioacuten del fluido no mojante Chu
antildeadioacute el teacutermino de saturacioacuten en la ecuacioacuten
Maiquiza (2008) ldquoEstudio de recuperacioacuten mejorada de petroleo por
inyeccion de agua caliente en un yacimiento de crudos pesados de un campo
del oriente ecuatorianordquo
Se presenta el meacutetodo de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo por inyeccioacuten de
agua caliente ademaacutes incluye las propiedades teacutermica de las rocas y de los
fluidos y sus respectivas ecuaciones
Los mecanismos de recuperacioacuten de petroacuteleo en un yacimiento de crudos
pesados por inyeccioacuten de agua caliente se debe al mejoramiento de la movilidad
del petroacuteleo como resultado de la reduccioacuten de su viscosidad debido al
incremento de la temperatura durante el anaacutelisis del proyecto consiguioacute
mejorar la relacioacuten de movilidad de 7457 a la temperatura inicial del
yacimiento de 200ordmF a un valor de 3831 a una temperatura de 328ordmF Los
mecanismos de recuperacioacuten del crudo durante los procesos de recuperacioacuten
mejorada dependen de las propiedades que tenga el crudo es decir si se trata de
un crudo liviano pesado o extra-pesado Al mejorar la relacioacuten de movilidad
con la inyeccioacuten de agua caliente se consigue mejorar la eficiencia de
desplazamiento de 0512 a 0542 Un proceso de inyeccioacuten de agua caliente se
debe aplicar en yacimientos donde la viscosidad sea relativamente alta mayor a
50 Cp
Al realizar una comparacioacuten entre el modelo de inyeccioacuten convencional de agua
y la inyeccioacuten de agua caliente la eficiencia en la recuperacioacuten de petroacuteleo es un
poco menor del doble en la inyeccioacuten de agua caliente
Bricentildeo (2015) ldquoTransferencia de calor en los yacimientos petroleros y sus
ecuaciones de estadordquo
11
Las consideraciones generales para estudiar la transferencia de calor mediante
procesos teacutermicos son presioacuten porosidad espesor de la arena movilidad del
petroacuteleo Las propiedades teacutermicas maacutes importantes de los fluidos desde el
punto de vista teacutermico viscosidad densidad calor especiacutefico conductividad
teacutermica conductividad teacutermica de liacutequidos y gases conductividad teacutermica de
rocas capacidad caloriacutefica de rocas saturadas Trata la transferencia de calor
mediante la utilizacioacuten de calentadores de fondo (inyeccioacuten de fluidos calientes
y combustioacuten in situ) y los mecanismos de transferencia de calor en la
formacioacuten conduccioacuten y conveccioacuten
Doumat (2016) ldquoEvaluacioacuten de las propiedades teacutermicas del yacimiento no
consolidado campo Petrocarabobo de la Faja Petroliacutefera del Orinocordquo
El objetivo de este trabajo fue evaluar las propiedades teacutermicas del yacimiento
petroliacutefero no consolidado asociado del Campo Petrocarabobo de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco considerando las teacutecnicas de RMN y calorimetriacutea a fin
estudiar el comportamiento de la transferencia de calor en este yacimiento Se
realizoacute una comparacioacuten de los resultados obtenidos en un rango de temperatura
entre 50 y 200degC para el sistema de yacimiento con fluidos y para el sistema de
yacimiento sin fluidos evaluando la difusividad teacutermica el calor especiacutefico la
capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica
22 Bases teoacutericas
En las bases teoacutericas se describen principios definiciones y suposiciones que
sirven de soporte para evaluar la influencia de las propiedades teacutermicas
involucradas en el flujo de fluidos en el yacimiento mediante la transferencia de
masa (flujo de fluidos) y energiacutea al sistema (conduccioacuten de calor)
12
221 Yacimiento
Un yacimiento puede ser definido como una unidad geoloacutegica de volumen
limitado porosa y permeable capaz de contener hidrocarburos liacutequidos yo
gaseosos a traveacutes de la cual estos fluidos pueden desplazarse para ser
recuperados bajo presiones existentes o aplicadas externamente Estaacute
constituido por dos elementos fundamentales el medio recipiente y los fluidos
almacenados en ese medio Implica la correlacioacuten de dos aspectos baacutesicos para
la industria petrolera las consideraciones geoloacutegicas y las propiedades de los
fluidos contenidos en el yacimiento (Escobar 2004)
2211 Yacimientos consolidados
Son aquellos que por lo general tienen mayor cantidad de material cementante
que permite que el nivel de cohesioacuten entre los granos sea elevado es decir que
los granos esteacuten fuertemente compactados sumado al efecto de soterramiento
(Araujo 2004)
2212 Yacimientos no consolidados
Son aquellos que suelen tener poco material de matriz (material de
cementacioacuten) que mantenga unido los granos de arena y por lo general tambieacuten
se conoce con el nombre de arenas poco consolidadas constituidas por
formaciones terciarias joacutevenes (Araujo 2004)
222 Fluidos contenidos en los yacimientos
Las rocas de yacimiento contienen agua de formacioacuten petroacuteleo y gas siendo
los dos uacuteltimos fluidos compuestos orgaacutenicos (Carbono e Hidroacutegeno)
normalmente denominados hidrocarburos (Araujo 2004)
2221 Agua de formacioacuten
Es agua salada atrapada en los intersticios de los sedimentos de un yacimiento
durante su deposicioacuten Tambieacuten se conoce como agua intersticial o agua
connata El agua de formacioacuten resulta ser de 3 a 4 veces maacutes salina que el agua
de mar y contiene en promedio 35 en peso o 35000 ppm de Cloruro de
13
Sodio (NaCl) Entre los iones predominantes en las sales disueltas presentes en
las aguas de formacioacuten se encuentran Na+ K
+ Mg
++ Ca
++ Ba
++ Li
+ Cl
ndash
NO3ndash CO3
= HCO3
ndash y SO4
= (Araujo 2004)
2222 Hidrocarburos (Crudo)
Los hidrocarburos son compuestos formados por cadenas lineales o ramificadas
de carbonos unidas por enlaces de hidroacutegeno De acuerdo a las condiciones de
presioacuten y temperatura del yacimiento los hidrocarburos pueden encontrarse en
estado liacutequido o gaseoso Ademaacutes en el medio poroso de la roca el crudo
puede estar acompantildeado por trazas de oxiacutegeno nitroacutegeno azufre y ciertos
metales como el vanadio hierro niacutequel cobre entre otros (Bear 1972) Eacutestos
se clasifican en livianos medianos pesados y extra-pesados seguacuten sus dos
propiedades maacutes relevantes (densidad y gravedad degAPI) como se muestra en la
Tabla 21 (Araujo 2014)
Tabla 21 Gravedad API de los Hidrocarburos
Crudo Densidad
(gcm3)
degAPI
Extra-pesado gt 1 lt10
Pesado 10 - 092 1000 - 2230
Mediano 092 - 087 2230 - 3110
Ligero 087 - 083 3110 - 3900
Suacuteper Ligero lt 083 gt39
Fuente Araujo (2004)
223 Grados API
Es una escala de medicioacuten utilizada para hidrocarburos basaacutendose en su peso
especiacutefico es decir con relacioacuten al agua con la cual se define la calidad del
crudo (liviano mediano pesado extra-pesado) (PDVSA 2010)
224 Crudos Extra-pesados
El teacutermino se refiere a todo tipo de crudo cuya densidad medida en Gravedad
API es menor que 10degAPI es maacutes pesado que el agua y su viscosidad libre de
14
gas estaacute por debajo de los 10000 cP a temperatura de yacimiento y a presioacuten
atmosfeacuterica Posee ademaacutes un contenido aproximado de azufre de 35 y un
contenido de metales de aproximadamente 488 ppm (V Ni entre otros)
Debido a estas caracteriacutesticas el crudo extra-pesado tiene problemas de
movilidad tanto en el yacimiento como en la superficie
Tanto los crudos pesados como los extra-pesados se caracterizan entre otras
cosas por contener una elevada porcioacuten de fracciones de hidrocarburos de alto
peso molecular y tener un mayor contenido de heteroaacutetomos indeseables (S N
O entre otros)
En el oriente de Venezuela se encuentran las mayores reservas de este tipo de
crudo en el mundo depoacutesito conocido actualmente como Faja Petroliacutefera del
Orinoco En dicho depoacutesito las propiedades y calidades de los fluidos variacutean
considerablemente de norte a sur pudieacutendose encontrar hacia el norte crudos
pesados de unos 17degAPI y al sur crudos extra-pesados de hasta 4degAPI (Fiorillo
1987)
225 Recuperacioacuten Teacutermica
Proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las
acumulaciones subterraacuteneas (yacimiento) de compuestos orgaacutenicos con el
propoacutesito de producir hidrocarburos a traveacutes de los pozos
En el caso de petroacuteleos viscosos se utiliza calor para mejorar la eficiencia de
desplazamiento y su nivel de extraccioacuten La reduccioacuten de la viscosidad del
petroacuteleo que acompantildea al incremento de temperatura permite no solo que el
petroacuteleo fluya maacutes faacutecilmente sino tambieacuten resulta en una relacioacuten de movilidad
maacutes favorable durante te desplazamiento de petroacuteleo con agua (Bricentildeo 2015)
La figura 21 representa un ejemplo graacutefico de la viscosidad que puede
presentar un crudo en el yacimiento y la que adquiririacutea posteriormente al aplicar
15
alguacuten proceso teacutermico que le agregue un diferencial de temperatura extra al
yacimiento
Figura 21 Viscosidad del crudo vs Temperatura Fuente Puerta (2015)
Los beneficios obtenidos con los meacutetodos teacutermicos son la reduccioacuten de la
saturacioacuten del crudo residual a consecuencia de la expansioacuten teacutermica aumento
de la eficiencia areal por efecto de la mejora en la razoacuten movilidad destilacioacuten
con vapor y craqueo teacutermico
2251 Clasificacioacuten de los procesos de recuperacioacuten teacutermica
Los procesos teacutermicos de extraccioacuten utilizados hasta el presente se clasifican en
dos tipos aquellos que implican la inyeccioacuten de un fluido caliente en el
yacimiento y los que utilizan la generacioacuten de calor en el propio yacimiento A
estos uacuteltimos se les conoce como ldquoProcesos In Siturdquo entre los cuales cabe
mencionar el proceso de Combustioacuten In Situ Tambieacuten se pueden clasificar
como Desplazamientos Teacutermicos o Tratamientos de Estimulacioacuten Teacutermica
(Bricentildeo 2015)
22511 Inyeccioacuten de fluidos calientes
Los procesos de inyeccioacuten de fluidos calientes envuelven la inyeccioacuten de
fluidos previamente calentados en yacimientos relativamente friacuteos La variedad
de fluidos incluyen los maacutes comunes como el agua (tanto liacutequida como en
forma de vapor) y el aire hasta otros gases de combustioacuten y solventes (Bricentildeo
2015)
16
22512 Recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua caliente
La inyeccioacuten de agua caliente es un proceso teacutermico de desplazamiento es
probablemente el proceso teacutermico de recuperacioacuten maacutes simple y seguro En
algunos casos dependiendo de las caracteriacutesticas del yacimiento puede ser el
maacutes econoacutemico y ventajoso el proceso consiste en inyectar agua caliente a
traveacutes de un cierto nuacutemero de pozos y producir el petroacuteleo por otros Los pozos
de inyeccioacuten y produccioacuten se perforan en arreglos tal como en los procesos de
inyeccioacuten convencional de agua (waterflooding) o la inyeccioacuten continua de
vapor
La inyeccioacuten de agua caliente involucra el flujo de dos fases agua y petroacuteleo
En este sentido los elementos de la inyeccioacuten de agua caliente son
relativamente faacuteciles de describir ya que se trata baacutesicamente de un proceso de
desplazamiento en el cual el petroacuteleo es desplazado inmisciblemente tanto por
agua caliente como friacutea Se aplican a crudos relativamente viscosos
permitiendo asiacute mejorar las condiciones de desplazamiento desde yacimiento
hasta la superficie (Bricentildeo 2015)
Figura 22 Inyecciones de agua caliente Fuente Bricentildeo (2015)
226 Propiedades petrofiacutesicas de la roca
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la roca de yacimiento incluyen la permeabilidad y
la porosidad las cuales indican el comportamiento que puede describir la roca
al interactuar con los fluidos de yacimientos (Araujo 2004)
17
2261 Porosidad (120601)
La porosidad es una medida del espacio vaciacuteo existente entre granos dentro de
la roca expresada como una fraccioacuten (o porcentaje) del volumen total de la roca
Representa el porcentaje del volumen total de la roca que estaacute constituido por el
espacio poroso en la Tabla 22 se reportan algunos valores de porosidad de los
minerales que conforman los sistemas de yacimientos (Araujo 2004)
Tabla 22 Porosidad de los minerales de yacimientos
Material Porosidad
()
Arena 25 - 50
Limo 25 - 50
Arcilla 40 - 70
Basalto Fracturado 5 - 50
Dolomita 0 - 20
Roca Cristalizada Fracturada 0 - 10
Roca Cristalina Densa 0 - 5
Fuente Araujo (2004)
Los yacimientos con baja porosidad tienden a no ser explotables desde el punto
de vista econoacutemico siendo valores comunes de porosidad para formaciones
consolidadas entre 10 y 25 llegando hasta 50 o maacutes en arenas no
consolidadas (Araujo 2004)
2262 Permeabilidad (K)
La permeabilidad de un medio poroso es la habilidad que presenta eacuteste para
dejar pasar un fluido a traveacutes de sus poros interconectados yo red de fracturas
es decir es una caracteriacutestica de la roca Como la permeabilidad depende de la
continuidad de los poros no existe en teoriacutea una uacutenica relacioacuten entre la
porosidad absoluta de una roca y su permeabilidad (Araujo 2004)
2263 Saturacioacuten del fluido
Fraccioacuten del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes
(Araujo 2004) Se identifica Sw como saturacioacuten de agua y So saturacioacuten de
petroacuteleo
18
2264 Tapoacuten
Es una muestra de un nuacutecleo de arena no consolidada que es tomada de la
formacioacuten rocosa y que tiene forma similar a un cilindro empacada de tal
manera facilitando asiacute su manipulacioacuten y permitiendo el anaacutelisis experimental
de la misma (Araujo 2004)
227 Propiedades teacutermicas en los yacimientos
Las propiedades teacutermicas son de gran importancia debido a que son una parte
fundamental en el estudio de transporte de energiacutea en forma de calor en
sistemas roca-fluidos aplicado en la prediccioacuten de la explotacioacuten de
yacimientos petroliacuteferos Las propiedades maacutes importantes son las que se
describen a continuacioacuten
2271 Calor especiacutefico (Ce)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a una unidad por masa para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de correlaciones
o encontrarse tabulada Chevertenkov et al (2013) Su unidad de medida es
energiacutea en forma de calor entre unidad de masa por temperatura en escala de
laboratorio las unidades son JKg degC Se calcula con la siguiente ecuacioacuten
119862119890 = ((119872119907119888lowast119862119890119907119888)+(119872119905lowast119862119890119905lowast119879119894119905)))
119872119904lowast(119879119904minus119879119890) (Ec1)
Donde
Ce calor especiacutefico (JKg degC) Mvc masa del vaso calorimeacutetrico (Kg) Cevc
calor especiacutefico del vaso calorimeacutetrico (JKg degC) Mt masa del termoacutemetro
(Kg) Cet calor especiacutefico del termoacutemetro (JKg degC) Te temperatura (degC) y Ts
temperatura del soacutelido (degC)
2272 Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cv)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a la unidad de volumen para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de
correlaciones o encontrarse tabulada (Maiquiza 2008) Su unidad de medida es
19
energiacutea en forma de calor entre unidad de volumen por temperatura en escala
de laboratorio las unidades son (Jcm3degC) Su expresioacuten matemaacutetica
119862119907 = 120588 lowast 119862119890 (Ec2)
Donde
Cv capacidad caloriacutefica (Jcm3degC) ρ densidad (Kgcm3) Ce Calor especiacutefico
(JKg degC)
2273 Difusividad teacutermica (120630)
Esta determina la velocidad con la que se desplaza un frente de temperatura a
traveacutes del medio Chevertenkov et al (2013) Su unidad es medida es de aacuterea
entre tiempo a escala de laboratorio Las unidades son (m2s) Para obtener su
valor se emplea la siguiente ecuacioacuten
120572 = 119896
120588119862119890 (Ec3)
Donde
120572 difusividad teacutermica del material (m2s) K conductividad teacutermica
(JcmmindegC) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg
degC)
2274 Conductividad teacutermica (K)
Es una propiedad del material que indica la cantidad de calor transferida por
unidad de tiempo a traveacutes del material por unidad de aacuterea transversal normal un
gradiente unitario de temperatura bajo condiciones de estado estacionario y en
la ausencia de cualquier movimiento de fluido o partiacuteculas En general la
conductividad teacutermica de cualquier material variacutea con la presioacuten y la
temperatura En muchos caacutelculos de ingenieriacutea de yacimientos los valores
promedio sobre las condiciones esperadas son adecuados a menos que exista
un cambio de fase Prats (1987) Su unidad de medida es energiacutea en forma de
calor entre unidad de longitud por unidad de tiempo por temperatura en escala
20
de laboratorio las unidades son (JcmmindegC) Se calcula mediante la siguiente
operacioacuten
119870 = 120572 lowast 120588 lowast 119862119890 (Ec4)
Donde
K conductividad teacutermica (JcmmindegC) 120572 difusividad teacutermica del material
(m2s) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg degC)
22741 Conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se obtiene mediante una relacioacuten propuesta por Cragoe (ecuacioacuten 5) para
fracciones de petroacuteleos y mezclas de hidrocarburos en general
119870119900 =00677(1minus0000(119879minus32))
radicγo (Ec5)
Donde Ko conductividad teacutermica (BTUhrmiddotpiemiddotdegF) T temperatura (degF) γo
gravedad especiacutefica del petroacuteleo Posteriormente llevado a las unidades de labo-
ratorio
22742 Conductividad teacutermica del agua
Se obtiene a partir de una interpolacioacuten con los valores reportados en una
tabla en la paacutegina web de la faculta de ingenieriacutea de la Universidad de
Buenos Aires
21
Tabla 23 Valores de conductividad teacutermica del agua
228 Calorimetriacutea
La calorimetriacutea se basa en la medicioacuten del calor a traveacutes del principio en que
dos sustancias que inicialmente estaacuten a diferentes temperaturas buscaraacuten
estabilizarse teacutermicamente sin cambiar de fase o composicioacuten transfiriendo
calor dentro del sistema hasta alcanzar una temperatura de equilibrio esta se
puede realizar a traveacutes de un recipiente adiabaacutetico donde la energiacutea no puede
atravesar el sistema aunque este tipo de sistemas no existen en la realidad lo
maacutes parecido es un termo Un caloriacutemetro es una especie de olla con tapa
conserva bien el friacuteo y el calor (Fourty 2013)
Se usa la medicioacuten del calor para evaluar el calor especiacutefico (a traveacutes de la
ecuacioacuten 1) y una vez obtenido el calor especiacutefico a traveacutes de la calorimetriacutea se
puede determinar la capacidad caloriacutefica (mediante la ecuacioacuten 2) de una
sustancia soacutelida o liacutequida
229 Transferencia de calor
Es un proceso por el que se intercambia energiacutea en forma de calor entre
distintos cuerpos o entre diferentes partes de un mismo cuerpo que estaacuten a
distinta temperatura y fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a
regiones de bajas temperaturas El calor se transfiere mediante conveccioacuten
22
radiacioacuten o conduccioacuten Aunque estos tres procesos pueden tener lugar
simultaacuteneamente puede ocurrir que uno de los mecanismos predomine sobre
los otros dos (Bricentildeo 2015)
2291 Meacutetodos de transferencia de calor
Por definicioacuten calor es la energiacutea que se transfiere como resultado de una
diferencia o gradiente de temperatura Matemaacuteticamente es una cantidad
vectorial que fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a regiones de
bajas temperaturas (Maiquiza 2008) Los mecanismos baacutesicos de transferencia
de calor son
22911 Conduccioacuten
Es la transferencia de calor de una parte de un cuerpo a alta temperatura a otra
parte del mismo a menor temperatura o de un cuerpo a alta temperatura a otro
cuerpo a menor temperatura en contacto fiacutesico con eacutel La ley fiacutesica que
describe el calor por conduccioacuten se conoce como la primera Ley de Fourier
propuesta en 1822 (Bricentildeo 2015)
22912 Radiacioacuten
Es el proceso por el cual el calor es transferido por ondas electromagneacuteticas
(Bricentildeo 2015)
22913 Conveccioacuten
La transferencia de energiacutea en forma de calor se da desde una superficie hacia
un fluido (gas o liacutequido) en movimiento o del fluido en movimiento hacia la
superficie en contacto con eacutel o de una parte de fluido en movimiento a mayor
temperatura hacia otra parte del mismo fluido a menor temperatura Si el
movimiento del fluido se debe a la aplicacioacuten de alguna fuerza (bomba
abanico etc) se dice que existe conveccioacuten forzada Si el fluido se mueve por
diferencia de densidades debido a diferencias de temperaturas se dice que hay
conveccioacuten libre (Maiquiza 2008) Ejemplo flujo de agua caliente vapor que
condensa en direccioacuten del flujo
23
2210 Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN)
La RMN se basa en la respuesta de los nuacutecleos de hidroacutegeno cuando son
expuestos a un campo magneacutetico de alta homogeneidad Su principio fiacutesico
consta de un nuacutecleo de un elemento cuando es colocado bajo el efecto de un
campo magneacutetico este se puede alinear en la misma direccioacuten del campo o en
contra de eacutel diferenciaacutendose dos estados de energiacutea en donde el nivel de baja
energiacutea tambieacuten es denominado estado de equilibrio Debido a que la diferencia
entre ambos estados de equilibrio es muy pequentildea ciertas perturbaciones hacen
que los aacutetomos cambien faacutecilmente de un estado de energiacutea a otro (se crea una
situacioacuten de resonancia) emitiendo cierta cantidad de radiacioacuten en este proceso
siendo estas ondas lo que se capta en una herramienta de RMN lo cual
constituye el principio fiacutesico de su funcionamiento
El nuacutecleo de hidroacutegeno se puede considerar como una barra imantada cuyo eje
magneacutetico estaacute alineado con el eje del momento rotacional del nuacutecleo Cuando
no existe la influencia de ninguacuten campo magneacutetico los nuacutecleos estaacuten alineados
al azar El hidroacutegeno posee momento magneacutetico y es un elemento abundante
en los fluidos contenidos en el espacio poroso de las rocas Las herramientas de
RMN desarrolladas hasta ahora para la evaluacioacuten de formaciones son aplicadas
a la manipulacioacuten de nuacutecleos de hidroacutegeno el cual posee un solo protoacuten Grillo
et al (2014)
2211 Simulacioacuten de yacimientos
La simulacioacuten de yacimientos es una ciencia que combina la fiacutesica la
matemaacutetica la geologiacutea la ingenieriacutea de yacimientos y programacioacuten de
computadores para desarrollar herramientas que pronostiquen el
comportamiento de los yacimientos de hidrocarburos bajo diferentes
condiciones de operacioacuten (Sepuacutelveda 2005)
Esta ciencia es indispensable para obtener predicciones aproximadas del
desarrollo de un yacimiento Dicha necesidad nace del hecho que un proyecto
de recuperacioacuten de un campo de hidrocarburos involucra una inversioacuten de
24
cientos de millones de doacutelares y presenta varios riesgos que estaacuten asociados con
el desarrollo seleccionado y por tanto se precisa la evaluacioacuten y minimizacioacuten
de dichos riesgos Los factores que contribuyen al riesgo incluyen
Complejidad del yacimiento debido a las propiedades de
heterogeneidad y anisotropiacutea de las rocas
Variaciones regionales del flujo de fluidos y caracteriacutesticas de las
curvas de permeabilidades relativas
Complejidad del mecanismo de recobro de hidrocarburos
Aplicabilidad de otros meacutetodos predictivos limitados e inapropiados
22111 Etapas para la simulacioacuten de yacimientos
Para la creacioacuten de un modelo de simulacioacuten de yacimientos que permita
predecir el comportamiento del flujo de fluidos en el medio poroso se requiere
generar una representacioacuten del yacimiento a partir de datos geoloacutegicos
geofiacutesicos y de ingenieriacutea para crear el modelo estaacutetico Posteriormente integrar
esta informacioacuten geoloacutegica con la descripcioacuten de comportamiento
termodinaacutemico de los fluidos para estimar los voluacutemenes en sitio y finalmente
lograr aproximar el comportamiento del yacimiento a traveacutes de un modelo
dinaacutemico que permita evaluar distintos escenarios de explotacioacuten de las
reservas del yacimiento
En el modelo estaacutetico estaacute conformado por diversos sub-modelos los cuales se
trabajan por separado y luego se uniraacuten para formarlo
Modelo estructural este describe la geometriacutea del yacimiento como
fallas discontinuidad en las capas liacutemites del yacimiento
Modelo sedimentoloacutegico y estratigraacutefico caracteriacutesticas de la formacioacuten
productora liacutemites del yacimiento caracteriacutesticas del acuiacutefero ambiente
sedimentario predominante
25
Modelo petrofiacutesico contiene los datos de porosidad permeabilidad
volumen de arcilla saturacioacuten irreducible de agua y saturacioacuten de agua
movible (Sepuacutelveda 2005)
Modelo geomecaacutenico constituye una recoleccioacuten de los datos
necesarios para efectuar predicciones cuantitativas y cualitativas del
comportamiento esfuerzo-deformacioacuten de la roca yacimiento Estos
datos incluyen los esfuerzos presentes en el subsuelo la presioacuten de poro
las propiedades elaacutesticas la resistencia y la estructura de las rocas y
datos numeacutericos tales como la presencia de un intenso fracturamiento
natural (Cook 2016)
El modelo dinaacutemico se encarga de estudiar la hidraacuteulica de los fluidos
dentro del medio poroso el comportamiento de las presiones la
produccioacuten y el efecto de cada una de las variables involucradas en el
proceso permitiendo identificar el mejor escenario para la produccioacuten
eficiente del yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
Primero se identifican las condiciones iniciales y de frontera del modelo de
simulacioacuten luego se realiza una inicializacioacuten para reproducir las condiciones
originales de los fluidos presentes en el yacimiento posteriormente se ejecuta el
ajuste histoacuterico esto para comprobar la calidad del modelo una vez realizado
esto se puede llevar a cabo las respectivas predicciones del comportamiento del
modelo en el futuro (Sepuacutelveda 2005)
22112 Mecanismos de desplazamiento
Para obtener una descripcioacuten fiacutesica del yacimiento real es necesario conocer el
mecanismo de desplazamiento predominante (compresibilidad de la roca
liberacioacuten de gas en solucioacuten segregacioacuten de gas gravitacional empuje por
capa de gas y empuje hidraacuteulico) de acuerdo a esto el modelo debe representar
esta caiacuteda de presioacuten en el yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
26
22113 Propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades petrofiacutesicas se determinan en el laboratorio con pequentildeos
nuacutecleos obtenidos del yacimiento estas deben ser representativas del
yacimiento Para asegurar una mayor precisioacuten en estos datos se puede obtener
informacioacuten complementaria de estas propiedades Dicha informacioacuten la
proporcionan los registros geofiacutesicos y los anaacutelisis de prueba de presioacuten
Ademaacutes existen correlaciones numeacutericas para la obtencioacuten de estas
propiedades y pueden ser de utilidad en cuando no se tengan datos disponibles
(Sepuacutelveda 2005)
Los datos petrofiacutesicos que se necesitan para efectuar una simulacioacuten son
Porosidades
Permeabilidades
Saturaciones de agua petroacuteleo y gas
Presioacuten capilar entre diferentes interfaces
Permeabilidad relativa al agua petroacuteleo y al gas
Compresibilidad de la formacioacuten
22114 Propiedades PVT de los fluidos
Las propiedades de los fluidos son tambieacuten obtenidas en el laboratorio por
medio de muestras obtenidas de los pozos Para poder lograr una descripcioacuten
termodinaacutemica aceptable deben de realizarse tomas de muestras vaacutelidas y
representativas del fluido de yacimiento posteriormente someter las muestras a
condiciones de presioacuten volumen y temperatura que imiten las condiciones del
subsuelo para reproducir el comportamiento de los fluidos que permitan realizar
pronoacutesticos de produccioacuten durante la simulacioacuten numeacuterica (Sepuacutelveda 2005)
Las propiedades de los fluidos que generalmente se requieren en un trabajo de
simulacioacuten son
Factores de volumen del agua del petroacuteleo y del gas (Bw Bo Bg)
27
Relacioacuten de solubilidad del gas en el petroacuteleo y en el agua (Rso Rsw)
Viscosidades del agua del petroacuteleo y del gas (μw μo μg)
Compresibilidad del agua del petroacuteleo y del gas (Cw Co Cg)
Comportamiento de fases
Presioacuten de saturacioacuten
22115 Datos de produccioacuten
Cuando se trata de hacer un ajuste del modelo con la historia del yacimiento se
requieren conocer el meacutetodo de produccioacuten y la declinacioacuten de la presioacuten Estos
datos de produccioacuten que se necesitan para cada pozo se pueden desglosar en
los siguientes puntos
Flujo de petroacuteleo vs Tiempo
Flujo de gas vs Tiempo
Flujo de agua vs Tiempo
Presiones vs Tiempo
Ademaacutes es preciso contar con los iacutendices de productividad y si es el caso con
los iacutendices de inyeccioacuten de los pozos que integran el yacimiento En la praacutectica
generalmente se cuenta con un registro completo de la tasa de produccioacuten de
petroacuteleo de cada pozo pero no pasa lo mismo con los datos de produccioacuten de
gas y de agua cuya informacioacuten la mayoriacutea de las veces es limitada Por ello se
necesita que con los datos disponibles se elabore una graacutefica como la que se
presenta en la Figura 23 que permita interpolando obtener una informacioacuten
maacutes completa
28
Figura 23 Graacutefica tasas de fluidos en funcioacuten del tiempo (Sepuacutelveda 2005)
22116 Simulador de recuperacioacuten teacutermica
Este tipo de modelo se utiliza para simular el comportamiento de los
yacimientos sujetos a alguacuten proceso de recuperacioacuten mejorada por medio de
meacutetodos teacutermicos cuyo objetivo principal es proporcionar energiacutea caloriacutefica al
petroacuteleo con el fin de disminuir su viscosidad y de esta forma facilitar su flujo
hacia los pozos productores Este tipo de meacutetodos puede clasificarse en
Inyeccioacuten de fluidos calientes que pueden ser agua caliente o vapor
Combustioacuten en sitio
Calentamiento electromagneacutetico
Los simuladores que se emplean para este tipo de procesos son complejos
pues requieren el uso de correlaciones que describan las propiedades PVT de
los fluidos para n-componentes como funcioacuten de la presioacuten de la temperatura y
de la composicioacuten (Sepuacutelveda 2005)
22117 Descripcioacuten de la herramienta de simulacioacuten numeacuterica
Por sus siglas en ingleacutes ldquoComputer Modelling Grouprdquo (CMG) es una empresa
de simulacioacuten de yacimientos canadiense la cual cuenta con diferentes
softwares para la simulacioacuten de diferentes tipos de yacimientos
221171 BUILDERreg
Es el pre-procesador en 2D y 3D estaacute basada en MS-Windows que puede ser
usada para crear los datos de entrada dat (aset) para los simuladores los cuales
29
son IMEXreg GEMreg y STARSreg soportados por Builder Este cubre todas las
aacutereas de los datos de entrada en una interfaz sencilla para el usuario
incluyendo crear e importar celdas y propiedades de celda localizando pozos
importando los datos de produccioacuten o creando modelos de fluidos propiedades
roca-fluidos y condiciones iniciales A continuacioacuten se describe el empleado en
este trabajo
221172 STARSreg
Por sus siglas en ingleacutes ldquoSteam Thermal and Advanced Proceses Reservoir
Simulatorrdquo es el simulador pseudocomposicional utiliza valores-k teacutermico e
isoteacutermico quiacutemico y geomecaacutenico usados para analizar yacimientos
estimulados por quiacutemicos e ideal para modelar procesos de recuperacioacuten
avanzada que implica la inyeccioacuten de vapor solventes aire y quiacutemicos Su
cineacutetica de reaccioacuten robusta y capacidades geomecaacutenicas lo hacen el simulador
de yacimientos maacutes completo y flexible disponible en el mercado para modelar
los procesos de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo y gas
221173 RESULTSreg
Es un post-procesador donde se permite la visualizacioacuten y animacioacuten de los
resultados en 2D y 3D como graacuteficos y videos (CMG 2015)
2212 Sistema integral
Es aquel sistemas donde el valor de conductividad fue obtenido al estudiar un
tapoacuten saturado de fluidos (agua a saturacioacuten de agua residual y el resto del vo-
lumen poroso ocupado por petroacuteleo) es decir representa el sistema roca-fluido
evaluado como un elemento
2213 Sistema discreto
El escenario donde cada uno de los componentes del sistema (arena agua y
crudo) son estudiados por separado para obtener el valor de conductividad teacuter-
mica de cada elemento
30
2214 Modelo integral
Es aquel modelo que se genera en el simulador al introducir un uacutenico y mismo
valor de conductividad teacutermica para cada uno de los elementos presentes (flui-
dos y roca) Es decir la conductividades teacutermicas son iguales (Kr = Ko = Kw) y
es el valor obtenido del sistema integral
2215 Modelo discreto
Es aquel modelo que en el que se asigna el respectivo valor de conductividad
teacutermica a cada fase o elemento presente
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos
De los cuatro paraacutemetros teacutermicos propuesto para estudiar (calor
especiacutefico capacidad caloriacutefica volumeacutetrica difusividad teacutermica y
conductividad teacutermica) se realiza la introduccioacuten directa al simulador
de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y conductividad teacutermica e
indirectamente de calor especiacutefico y difusividad teacutermica ya que estos
valores son necesarios para la obtencioacuten de los paraacutemetros a introducir
El simulador solo admite el valor de capacidad caloriacutefica volumetriacutea de
la roca sin fluidos
Es importante acotar que para efecto del presente trabajo de
investigacioacuten se ha estudiado solo el caso de saturacioacuten de la muestra
con agua y petroacuteleo Por lo tanto no se hace referencia a las ecuaciones
ni keywords que representan a la fase gaseosa o soacutelida
Al realizar el estudio de RMN y calorimetriacutea para la obtencioacuten de los
paraacutemetros teacutermicos (del sistema no consolidado con fluido) la
muestra se encontraba a la saturacioacuten de agua y petroacuteleo inicial y no se
verificoacute si ocurrioacute alguna variacioacuten de la saturacioacuten del agua por efecto
del aumento de temperatura (evaporacioacuten) tampoco fue estudiado la
31
variacioacuten de los valores de paraacutemetros teacutermicos al realizar el aumento
de la saturacioacuten de agua (barrido de la prueba de desplazamiento)
consideraacutendose dicha variable en el caacutelculo de la conductividad total
del sistema
El simulador emplea las siguientes ecuaciones para el caacutelculo de
capacidad caloriacutefica total y de conductividad teacutermica total
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total
La capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total se calcula con STARSreg mediante una
ponderacioacuten (por volumen) de las capacidades caloriacuteficas de las fases presentes
en el sistema se introduce el valor de la capacidad de la roca y el valor de las
capacidades de los fluidos es calculado internamente por el simulador a partir
de los datos PVT donde calcula los calores especiacuteficos que obtiene a traveacutes de
las entalpias y lo multiplica por los valores de densidad Se calcula mediante la
siguiente ecuacioacuten
119862119907119905119900119905119886119897 = (1ndash 120593119907) middot 119862119907119903 + 120593119891 (119878119908 middot 119862119907119908 + 119878119900 middot 119862119907119900) (Ec6)
Doacutende
119862119907119903 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca 119862119907w capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica del agua 119862119907119900 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica del petroacuteleo 120593119907
corresponde a la porosidad del vaciacuteo (soacutelido maacutes fluidos) 120593119891 corresponde a la
porosidad de los fluidos (fluidos solamente)
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total
Para el caacutelculo de la conductividad teacutermica total THCONMIX existen 3
meacutetodos o ecuaciones que se utilizan para mezclar las conductividades teacutermicas
de la roca y de las fases Las opciones de mezclado afectan los valores de
conductividad teacutermica de la roca y fases A continuacioacuten se presentan las
opciones que posee el simulador para realizar este caacutelculo
32
221612 Simple
Al habilitar esta opcioacuten se pueden introducir los valores de forma integral
(asignando el mismo valor de conductividad a los elementos presentes en este
caso roca thconr agua thconw y crudo thcono) para especificar una
conductividad teacutermica constante (independiente de la porosidad saturacioacuten y
temperatura) Este escenario resulta apropiado cuando la conduccioacuten teacutermica no
aporta de manera significativa al proceso de recuperacioacuten por ej casos a
escala de campo con gradientes de temperatura modestas entre bloques
De lo contrario para el caso de los modelos discretos se asigna el respectivo
valor de conductividad de cada elemento (rocas y fases)
La ecuacioacuten de mezclado ponderada por volumen SIMPLE de la
conductividad teacutermica es
119870119898119894119909 = 120593119891(119870119908119878119908 + 119870119900119878119900) + (1 minus 120593119907)119870119903 (Ec7)
Doacutende
119870119908 conductividad teacutermica del agua 119870119900 conductividad teacutermica del petroacuteleo 119870119903
conductividad teacutermica de la roca
221613 Complex
La palabra clave COMPLEX especifica el mezclado de las conductividades
teacutermicas de la roca y las fases Al contrario que el caso Simple se requiere
especificar las respectivas propiedades teacutermicas para cada fase presente
Mezcla no lineal
Las conductividades teacutermicas se ponderan mediante uso de la correlacioacuten de
Anand (1973) El valor de la conductividad teacutermica de la mezcla de liacutequido-
roca (kLminusr) se expresa de la siguiente manera
33
kLminusr = (So ko+Sw kw)
(So+Sw)lowast
(kr
(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)028minus0757lowastlog10emptyminus0057lowastlog10(
kr(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)
(Ec8)
221614 Temper
La opcioacuten TEMPER especifica el tipo de mezclado COMPLEX con una
correccioacuten de temperatura adicional Somerton (1974) realiza una correccioacuten
por efecto de temperatura En el simulador STARSreg esta modificacioacuten se
puede realizar despueacutes de calcular el valor de la conductividad teacutermica de la
mezcla de liacutequido-roca La unidad de κ se expresa en Jm-diacutea-degK y la unidad de
temperatura es (degK)
k = kLminusr ndash17524x10minus5(TndashTr)( kLminusr ndash 119616)kLminusrminus064kLminusr(18 lowast 10minus3 middot T)minus36784lowast10minus6lowast kLminusr
(Ec9)
Donde
T valor de la temperatura respectivo a cada espacio de tiempo (degK) Tr
temperatura de referencia (degK)
Temperatura que corresponde a los siguientes datos de entrada
1 Datos de densidad liacutequida (MOLDEN MASSDEN o MOLVOL)
2 Datos de entalpiacutea de la fase liacutequida y fase gas (CPL1 CPG1 etc)
3 Capacidad de formacioacuten de calor (ROCKCP)
4 Datos de conductividad (thconr thconw thcono)
Esta opcioacuten de dependencia de temperatura se considera obsoleta y ha sido
reemplazada efectivamente por la palabra clave THCONTAB
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB)
Es una opcioacuten que se encuentra en la misma ventana donde se ingresa los
valores de conductividad de cada fase (ver la parte inferior de la figura 414) Al
habilitarla permite seleccionar si los valores de conductividad a ingresar son
isotroacutepicos o anisotroacutepicos Al seleccionar la opcioacuten conductividad isotroacutepica
34
permite especificar los valores de conductividad de roca agua petroacuteleo gas y
soacutelido (Kr Kw Ko Kg y Ks) correspondiente a cada valor de temperatura
considerando que conserva la misma magnitud en cualquier direccioacuten Al
seleccionar la opcioacuten conductividad anisotroacutepica permite ademaacutes de especificar
los valores de conductividad en las direcciones i j k de cada fase a una
respectiva temperatura se puede considerar la variacioacuten de la magnitud en las
distintas direcciones espaciales
No se puede usar las palabras claves THCONMIX TEMPER con esta
opcioacuten Si solamente hay una fila la conductividad teacutermica no variacutea con la
temperatura Las entradas de temperatura deben colocarse en orden creciente y
espaciada de manera uniforme
Al habilitar THCONTAB se especifica valores de la roca y de todos los
fluidos esto anula y reemplaza los valores especificados por las palabras claves
thconr thconw y thcono
35
CAPIacuteTULO III
AacuteREA DE ESTUDIO
31 Descripcioacuten del aacuterea de estudio
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco
La Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se encuentra localizada en el aacuterea central
de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela y se extiende entre los estados
Monagas Anzoaacutetegui y Guaacuterico a unos 450 Km de Caracas Distrito Capital de
la Repuacuteblica Como puede observarse en la figura 31 en la actualidad se
encuentra dividida en cuatro (4) aacutereas de produccioacuten denominadas Boyacaacute
Juniacuten Ayacucho y Carabobo con una extensioacuten total de 55314 Km2 (de los
cuales 11555 Km2 se encuentran bajo produccioacuten de crudo extra-pesado) y
limita al sur con el riacuteo Orinoco (Puerta 2015)
Figura 31 Faja Petroliacutefera del Orinoco Fuente Puerta (2015)
36
312 Aacuterea de Carabobo
El aacuterea correspondiente a Carabobo consiste en una franja que se extiende
desde el sureste del Estado Anzoaacutetegui cubriendo toda la parte meridional del
estado Monagas con una longitud de alrededor de 160 Km por unos 45 Km de
ancho Como puede apreciarse en la Figura 32 el aacuterea Carabobo limita al norte
con las llanuras surentildeas del estado Monagas al sur con el riacuteo Orinoco al este
con el estado Delta Amacuro y al oeste con el aacuterea Ayacucho de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco (Puerta 2015)
Figura 32 Aacuterea de Carabobo y sus liacutemites territoriales Fuente Puerta (2015)
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas
El aacuterea de Carabobo forma parte del flanco sur de la cuenca sedimentaria
oriental de
Venezuela Eacutesta es una cuenca asimeacutetrica cuyo eje mayor va en direccioacuten este-
oeste su origen se remonta al periacuteodo Paleozoico y que en los periacuteodos
siguientes fue adquiriendo su configuracioacuten actual completaacutendose desde el
Terciario hasta el presente (Puerta 2015)
La Cuenca Oriental de Venezuela constituye la segunda cuenca petroliacutefera en
importancia para el paiacutes entre las cuatro existentes y estaacute delimitada hacia el
norte por la Cordillera de la Costa al sur por el Macizo Guayaneacutes al este por la
37
plataforma del Delta del Orinoco y al oeste por el lineamiento de El Bauacutel tal y
como se puede apreciar en la figura 33
Figura 33 Cuencas Petroliacuteferas de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela Fuente Puerta
(2015)
314 Estratigrafiacutea regional
La columna estratigraacutefica de Carabobo comienza con un complejo iacutegneo-
metamoacuterfico de edad pre-caacutembrica que se constituye como Basamento Le
sigue en contacto discordante la Formacioacuten Oficina de edad Mioceno Inferior a
Medio con sus cuatros miembros como son Morichal Yabo Jobo y Piloacuten
siguiendo la Formacioacuten Freites de edad Mioceno Superior y por uacuteltimo las
Formaciones Las Piedras-Mesa que corresponden al Plioceno-Pleistoceno y que
no es posible diferenciarlas en el aacuterea (Puerta 2015)
315 Miembro Morichal
Es el maacutes profundo de todos representado por una secuencia de arenas
transgresivas cuarzosas de color marroacuten de grano medio con pobre
escogimiento poco consolidadas intercaladas con capas de lutitas y limolitas
con presencia de intervalos de carboacuten Hacia la base del intervalo existen arenas
masivas poco consolidadas asociadas a un ambiente fluvial donde pueden
encontrarse espesores importantes mientras que en la seccioacuten media y superior
38
se observan arenas intercaladas con lutitas y limolitas con presencia de
carbones que fueron depositados en un ambiente deltaico en el que los
espesores de arena son menores Hacia el este de Carabobo el miembro
Morichal se va reduciendo hasta desaparecer y acuntildearse contra el Alto de
Uverito El contacto inferior es discordante con el basamento iacutegneo-
metamoacuterfico al sur y con el Cretaacutecico al norte y concordante en el tope con el
miembro Yabo de la misma formacioacuten (Puerta 2015)
A continuacioacuten se muestra en la figura 34 la columna estratigraacutefica tipo para el
aacuterea de Carabobo presentado en profundidad y edad geoloacutegica
Figura 34 Configuracioacuten Estructural Fuente Archivos de Petroindependencia SA
En cuanto a la configuracioacuten estructural se interpreta mediante informacioacuten
siacutesmica que consiste en un suave e irregular homoclinal fallado de rumbo este-
oeste a norestesuroeste con un buzamiento general al norte-noroeste con un
aacutengulo que oscila entre 2ordm y 4ordm Fallas de tipo normal afectan principalmente al
basamento y la parte inferior de la Formacioacuten Oficina por lo que se interpreta
que eacutestas se originaron antes de la sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y
se reactivaron con cada evento tectoacutenico que ocurrioacute desde el Mioceno hasta el
presente asiacute como tambieacuten se formaron nuevas fallas que afectan uacutenicamente la
secuencia sedimentaria El fallamiento principal tiene orientacioacuten noreste-
39
suroeste y buzamientos al suroeste y sureste Tambieacuten se observan algunas
fallas de orientacioacuten noroeste-sureste esteoeste y norte-sur con buzamientos de
orientacioacuten variable Las fallas del basamento se formaron antes de la
sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y se reactivaron con cada evento
tectoacutenico que ocurrioacute al norte de Venezuela entre las placas Caribe y
Sudameacuterica desde el Mioceno al presente asiacute como tambieacuten se formaron
nuevas fallas que solo afectan a la secuencia sedimentaria El desplazamiento
vertical de las fallas que afectan el basamento y la parte inferior de la secuencia
sedimentaria variacutea de 50 a 200 pies (Puerta 2015)
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas
Los principales yacimientos del aacuterea de Carabobo corresponden a las unidades
inferior medio y superior del miembro Morichal de la Formacioacuten Oficina
dicha seccioacuten posee desde 200 hasta 1100 pies de espesor a lo largo de toda el
aacuterea Estas arenas fueron originadas de las tierras altas de Guayana al Sur del
Orinoco en donde los riacuteos que fluiacutean hacia el norte arrastraron las arenas y
fueron depositadas como una sucesioacuten de canales fluviales deltas y ambientes
marinos someros La zona maacutes profunda Morichal Inferior es un depoacutesito
fluvial de arenas que por lo general presenta una orientacioacuten Norte-Sur
Morichal Medio por su parte es una unidad de arena de origen fluvio-deltaico
que se acuntildea hacia la zona central de las aacutereas sur y noreste La unidad Superior
es una seccioacuten de arena deltaica a marino somera que predomina en las aacutereas
sur y este de Carabobo En el caso de los miembros Jobo y Piloacuten eacutestos tambieacuten
poseen acumulaciones de hidrocarburos importantes pero se consideran como
secundarias en el aacuterea de la empresa mixta (Puerta 2015)
40
CAPIacuteTULO IV
MARCO METODOLOacuteGICO
41 Tipo de la investigacioacuten
La modalidad de la investigacioacuten cumple con las caracteriacutesticas del tipo
evaluativo
Seguacuten el autor (Zapata 2013) define
ldquoProceso sistemaacutetico disentildeado intencional y teacutecnicamente de recogida de
informacioacuten valiosa vaacutelida y fiable orientado a valorar la calidad y los logros
de un programa como base para la posterior toma de decisiones de mejora tanto
del programa como del personal implicado y de modo indirecto del cuerpo
social en el que se encuentra inmersordquo
En esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten numeacuterica
con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un sistema en el
que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y continua para a
su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y calorimetriacutea
para determinar dichas propiedades teacutermicas
42 Disentildeo de la investigacioacuten
La investigacioacuten se fundamenta bajo los principios de un disentildeo experimental
Seguacuten el autor Arias (2012) define
41
ldquoEl disentildeo experimental es aquel donde el investigador manipula una variable
experimental no comprobada bajo condiciones estrictamente controladas Su
objetivo es describir de queacute modo y porque causa se produce o puede
producirse un fenoacutemeno Busca predecir el futuro elaborar pronoacutesticos que una
vez confirmados se convierten en leyes y generalizaciones tendentes a
incrementar el cuacutemulo de conocimientos pedagoacutegicos y el mejoramiento de la
accioacuten educativardquo
Entonces al realizar los distintos tipos de simulaciones con los respectivos
anaacutelisis de sensibilidad se estaacute realizando experimentos con el fin de evaluar la
influencia del fenoacutemeno fiacutesico de transferencia de calor mediante el simulador
STARSreg alimentado por los datos obtenidos de pruebas de laboratorio
utilizando mediciones de propiedades teacutermicas de un sistema continuo y
discreto para la prediccioacuten del comportamiento del yacimiento al aplicar
meacutetodos de recuperacioacuten mejorada
43 Procedimiento metodoloacutegico
El presente estudio estaacute conformado en esencia por cinco fases las cuales a su
vez se componen internamente en diferentes etapas que cumplen con funciones
vitales para alcanzar de manera eficaz el objetivo general de la investigacioacuten
En la Figura 41 es posible observar el avance del estudio de acuerdo a sus (5)
fases
42
Figura 41 Fases de la metodologiacutea aplicada
431 Revisioacuten bibliograacutefica
En esta fase se llevoacute a cabo una revisioacuten bibliograacutefica necesaria para la
compresioacuten y realizacioacuten de la investigacioacuten todo relacionado a los meacutetodos de
recuperacioacuten teacutermicos simulacioacuten numeacuterica de yacimientos y paraacutemetros
teacutermicos
El material bibliograacutefico consultado comprende publicaciones libros revistas
y manuales teacutecnicos de diversas fuentes nacionales e internacionales como
PDVSA PDVSA-INTEVEP SPE SCHLUMBERGER entre otros Trabajos
especiales de grado de universidades nacionales como la UCV LUZ y UNEF e
internacionales como la USCO y EPN tambieacuten aportaron valiosa informacioacuten
Ademaacutes fue indispensable el estudio de manuales y guiacuteas como los de
FEDUPEL para la redaccioacuten y metodologiacutea de redaccioacuten del trabajo y CMG del
cual se obtuvieron las instrucciones para el uso de la herramienta y las
ecuaciones que emplea el simulador
43
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten
A continuacioacuten se presentan los procedimientos ejecutados por (Doumat 2016)
donde se obtuvieron los datos necesarios para alimentar el simulador por ello
se presenta una explicacioacuten amplia de todo el proceso
Preparacioacuten del tapoacuten para la simulacioacuten fiacutesica
El tapoacuten fue tomado directamente de cortes de nuacutecleos pertenecientes al Campo
Petrocarabobo utilizando un cilindro metaacutelico para la toma de muestra estos
estaban a una presioacuten de yacimiento de 1400 psi Se trabajoacute con nuacutecleos
uniformes que no estuviesen agrietados ya que las grietas son consideradas
una alteracioacuten del medio poroso debido a que es un espacio donde se puede
almacenar fluido y no es natural del sistema En la Tabla 41 informacioacuten de la
muestra tomada
Tabla 41 Valores de las dimensiones de las muestra a estudiar
Profundidad
(Pies)
Longitud
(cm)
Diaacutemetro
(cm)
Aacuterea
(cm3)
3117 415 376 1110
Antes de ser sometida a las pruebas la muestra debe ser sometida a la presioacuten de
confinamiento empleando para ello un sistema coreholder (celda topes manga
de vitoacuten) como se muestra en la Figura 42 El sistema se coloca dentro de la
celda de confinamiento se antildeade agua hasta cubrirlo completamente y se
acopla la rosca superior de la celda Luego a traveacutes de la bomba de inyeccioacuten
automaacutetica (tipo jeringa modelo Teledyne Isco 500D) se comienza a
proporcionar presioacuten mediante el llenado de la celda con el fluido de
confinamiento (agua) hasta alcanzar el valor deseado (en este caso 1400 lpc) y
una vez alcanzado este valor se detiene la bomba y se retira la muestra de la
celda
44
Figura 42 Sistema para confinamiento de muestras de roca no consolidadas Fuente Intevep
SA Centro de Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
Una vez confinadas la muestra se empaqueta con material termoencogible (ya
que no ejerce influencia sobre los resultados obtenidos en las pruebas
realizadas) Para esto fue necesario cortar un pedazo del material en forma
ciliacutendrica de aproximadamente 5 cm de longitud y 4 cm de diaacutemetro el material
se adaptoacute al tapoacuten con ayuda de un soporte metaacutelico que se ajustoacute al tamantildeo de
la muestra a empaquetar (Figura 43)
Figura 43 Proceso completo de empaque de muestras Fuente PDVSA-Intevep
La dimensioacuten de este cilindro de muestra (tapoacuten) se debe ajustar al
portamuestra (coreholder o celda triaxial) del simulador fiacutesico de yacimientos
45
en el que posteriormente se realizaraacuten las etapas de desplazamiento de fluidos
(maacuteximo 70 cm de longitud por 37 cm de diaacutemetro)
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para RMN
Una vez preparados los tapones se definieron las condiciones de ensayo (T2
TAU min diff y Ns) las cuales se establecieron a partir de pruebas empleando
la teacutecnica de RMN en el equipo RMN-Maran DRX 2 (Figura 44) a fin de
obtener los valores de difusividad teacutermica del sistema en consideracioacuten
Donde
T2 Es el tiempo de relajacioacuten necesario para reorientar los protones en la
direccioacuten del campo magneacutetico perturbador (90deg-180deg)
TAU (τ) Es el tiempo secuencial necesario para el reenfoque de los protones en
el plano transversal en el que se encuentran desorientados
Miacutenimo coeficiente de difusioacuten (min diff) Es el tiempo miacutenimo requerido para
visualizar la curva de difusioacuten
Numero de barridos (Ns) Nuacutemero de veces que el equipo recorre la muestra
Tiempo de corrida (Tc) Tiempo que el equipo tarda en escanear la muestra
En la determinacioacuten de estos paraacutemetros se utilizoacute como punto de apoyo los
valores reportados por Halliburton (2001) para cada variable (ANEXO A) En
la Tabla 42 se reportan los valores de las variables que se establecieron en las
pruebas de RMN con los cuales se logroacute determinar de forma oacuteptima los
tiempos de ejecucioacuten para la metodologiacutea
Tabla 42 Condiciones empleadas en la teacutecnica de RMN
T2 (ms) TAU min Diff (m2sec x 10
9) Ns Tc (min)
100 - 500 85 025 20 141
46
Figura 44 Resonador Maran Ultra DRX 2 Fuente PDVSA-Intevep
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para calorimetriacutea
Una vez realizadas las pruebas de RMN se realizaron pruebas para definir los
demaacutes paraacutemetros teacutermicos empleando la teacutecnica de calorimetriacutea con el fin de
obtener la temperatura de equilibrio (Te) y posteriormente determinar el calor
especiacutefico y la capacidad caloriacutefica Para ejecutar esta teacutecnica se necesitoacute un
vaso teacutermico una termocupla (marca thermoline) agua destilada y el tapoacuten del
yacimiento petroliacutefero los cuales se muestran en la Figura 45
Figura 45 Instrumento para la realizacioacuten de la prueba calorimeacutetrica Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de las propiedades teacutermicas
Definidas las condiciones de ensayo para las teacutecnicas de RMN (para la
obtencioacuten directa de difusividad teacutermica) y calorimetriacutea (obtencioacuten de calor
47
especiacutefico al aplicar la ecuacioacuten 1) se estimaron los otros fenoacutemenos teacutermicos
asociado a la muestra tapoacuten capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al multiplicar el
calor especiacutefico por la densidad y la conductividad teacutermica producto de la
multiplicacioacuten de la difusividad la densidad y el calor especiacutefico Se generoacute
una ecuacioacuten por cada muestra representativa para cada propiedad teacutermica lo
que sirvioacute finalmente para interpolar cada paraacutemetro teacutermico en el rango de
temperatura estudiado (50degC ndash 200degC) saturado y no saturado de fluidos Se
observoacute una graacutefica de cada fenoacutemeno teacutermico en funcioacuten del rango de
temperatura
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados
con fluidos
Para la estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas de yacimientos
petroliacuteferos no consolidados con fluido (agua de formacioacuten y crudo pesado) se
evaluacuteo el efecto de la temperatura
Temperatura en las pruebas de evaluacioacuten teacutermica se consideroacute las
temperaturas de 50 100 120 y 200 degC Ese cambio de temperatura genera una
variacioacuten considerable en la viscosidad del crudo al igual que en las
propiedades teacutermicas de los sistemas de yacimientos
Presioacuten las pruebas ejecutadas fueron realizadas a la presioacuten atmosfeacuterica
Saturacioacuten de agua residual se trabajoacute a condicioacuten real del yacimiento con un
Swirr entre 85 garantizando la saturacioacuten de agua de formacioacuten lo maacutes
similar a la del yacimiento
Luego de obtenidos los datos se procedioacute a realizar una graacutefica en Excel de los
paraacutemetros teacutermico en del caso no consolidado asociado a Petrocarabobo
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados sin
fluidos
48
Para poder estimar las propiedades asociadas a no consolidados sin fluidos se
ejecutaron los pasos descritos anteriormente que se realizaron para la muestra
saturada pero previamente el tapoacuten fue sometido a un proceso de limpieza para
eliminar los residuos de crudo y fluidos de perforacioacuten Mediante un equipo de
extraccioacuten Soxhlet o Dean-Stark (Figura 46) Utilizando los solventes
adecuados para remover hidrocarburos y extraccioacuten de sales del agua de
formacioacuten
Figura 46 Equipo de limpieza de muestras Dean-Stars A) antes de la limpieza de muestra y B)
durante la limpieza de muestras
Despueacutes de limpiar el tapoacuten se determinaron las propiedades teacutermicas bajo estas
condiciones a fin de conocer la influencia que ejerce la composicioacuten
mineraloacutegica de la formacioacuten Se evaluacuteo el efecto de la temperatura a
condiciones de yacimiento
Determinacioacuten de la conductividad teacutermica de los fluidos
Se determinoacute con la ecuacioacuten 5 la conductividad del petroacuteleo y con la Tabla 23
la conductividad del agua
Determinacioacuten de propiedades petrofiacutesicas
49
Un paso fundamental consiste en la estimacioacuten del volumen poroso porosidad
y permeabilidad absoluta al aire empleando el equipo CMS 300 automatizado
Este sistema obtiene los valores de voluacutemenes porosos basaacutendose en la Ley de
Boyle [P][V] = constante para una presioacuten de confinamiento dada El
procedimiento consiste en ingresar al sistema la cantidad de muestras a medir
junto con las caracteriacutesticasidentificacioacuten de cada una de ellas (longitud
diaacutemetro y peso) Indicando la presioacuten a la cual se realizaraacuten las mediciones los
resultados obtenidos son volumen poroso porosidad permeabilidad al aire y
permeabilidad corregida por efecto Klinkenberg
Preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica
La preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica consistioacute en la disolucioacuten de
sales inorgaacutenicas (Bicarbonato de sodio Sulfato de Sodio Cloruro de Sodio
Cloruro de Calcio di-hidratado Cloruro de Magnesio hexa-hidratado
Carbonato de Sodio Cloruro de Potasio y Cloruro de Bario di-hitradatado) en
agua destilada Primeramente se burbujeoacute el agua destilada con dioacutexido de
carbono (CO2) para evitar la precipitacioacuten de sales Posteriormente se realiza a
una agitacioacuten constaste burbujeando Dioacutexido de Carbono para evitar la
precipitacioacuten de carbonatos evitando la perdida de condiciones oacuteptimas de
disolucioacuten (Carrero 2011)
44 Caracterizacioacuten de los fluidos
Formulacioacuten de la salmuera
Se prepararon dos litros de salmuera para los cuales fue necesaria la siguiente
cantidad de sales que se muestran en la Tabla 43 en el orden que se presentan
para que no se precipite ninguacuten compuesto
50
Tabla 43 Composicioacuten de la salmuera
Sal Cantidad (g)
NaHCO3 813
Na2SO4 001
NaCl 3107
CaCl2x2H2O 176
MgCl2x6H2O 263
Na2CO3 000
KCl 000
BaCl2x2H2O 036
Densidad del agua de formacioacuten
Para determinar la densidad del agua de formacioacuten asociada al campo
Petrocarabobo se usoacute el densiacutemetro DMA 35N Antoacuten Paar (Figura 47) la
teacutecnica consiste en introducir el agua de formacioacuten en un capilar (en este caso a
una temperatura de 80 ordmC) y de forma automaacutetica arroja el valor de la densidad
en gcm3 y la temperatura de medicioacuten en degC
Figura 47 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 35N Fuente PDVSA-Intevep
Viscosidad del crudo extra-pesado
Para determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030
(figura 48) que opera por medio de la rotacioacuten de un cilindro el cual se
sumerge en el material a analizar midiendo la resistencia de esta substancia a
una velocidad seleccionada La muestra de crudo fue integrada al sistema
51
automaacutetico de medicioacuten y el equipo realizoacute la medicioacuten de la viscosidad en un
rango de temperatura de 40 ndash 264 degC arrojando valores de viscosidad en cP
para cada valor de temperatura
Figura 48 Retrovisco RV 2030 MARCA HAAKE Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de curvas de permeabilidad relativa
Esta metodologiacutea consiste en realizar una prueba a condiciones de yacimiento
(presioacuten temperatura y velocidad de flujo) una prueba que reproduzca la
manera coacutemo se mueven los fluidos en el yacimiento de forma tal que se
puedan ajustar los paraacutemetros necesarios a fin de obtener una reproduccioacuten maacutes
real de las propiedades de interaccioacuten roca fluido presente en los yacimientos
Mediante este meacutetodo se efectuacutea el desplazamiento de los fluidos a traveacutes del
medio poroso de acuerdo al meacutetodo no estacionario (dinaacutemico) el cual
considera el desplazamiento de un fluido por otro (Araujo 2004)
Las pruebas de desplazamiento de fluidos en medio poroso se realizan en
tapones de roca real (arena) de yacimiento limpios instalados en una celda
porta-nuacutecleos tipo Hassler colocada en un horno a la temperatura de trabajo (en
este estudio 68 degC) El sistema se denomina simulador fiacutesico de yacimientos y
52
consta de una celda porta-nuacutecleos dos cilindros de tipo pistoacuten (contenedores de
fluidos agua y crudo) dos bombas de inyeccioacuten tipo jeringa (una para confinar
a presioacuten constante y otra para inyeccioacuten a tasa constante) un sistema de
transductores de presioacuten vaacutelvulas y horno para mantener todo el sistema a la
temperatura de trabajo ver Figura 49
Figura 49 Diagrama de un simulador fiacutesico de yacimientos Fuente Intevep SA Centro de
Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
El procedimiento seguido se detalla a continuacioacuten (Figura 410)
Inyeccioacuten de agua de formacioacuten hasta saturacioacuten 100 del medio poroso y
estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P1) para el caacutelculo de la permeabilidad
al agua a la temperatura de trabajo en cada caso
Etapa de drenaje primario Inyeccioacuten de petroacuteleo a tasa de flujo de referencia
constante (005 cm3min) hasta estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P2) y
se contabiliza el volumen maacuteximo de agua recuperado Se determina la
53
permeabilidad efectiva al petroacuteleo (Ko) a condicioacuten de saturacioacuten de agua
irreducible (Swi)
Etapa de imbibicioacuten Inyeccioacuten de agua de formacioacuten a tasa de flujo de
referencia constante y recoleccioacuten de voluacutemenes de fluido producido (crudo y
agua) en diferentes etapas (menor a mayor volumen) registrando en cada
oportunidad el diferencial de presioacuten correspondiente (de acuerdo al siguiente
esquema P3 P4 P5 P6 etc) Se determina la permeabilidad efectiva al agua
(Kw) a condicioacuten de saturacioacuten de petroacuteleo residual (Sor)
Figura 410 Esquema del procedimiento experimental para la determinacioacuten de curvas de
permeabilidad relativa por el meacutetodo de estado no estacionario Fuente Diacuteaz (2014)
Para la generacioacuten de las curvas de permeabilidad relativa mediante el meacutetodo
convencional se analizaron los datos obtenidos de acuerdo a la metodologiacutea de
caacutelculo denominada modelo hiacutebrido (MDC) que combina caacutelculos matemaacuteticos
que abarcan el meacutetodo JBN (comportamiento de flujo fraccional) y el uso de
correlaciones de Willie y Corey amp Asociados Maacuterquez et al (2014) tanto para
54
el proceso de drenaje como imbibicioacuten de manera de obtener las curvas de
permeabilidades relativas para cada muestra de yacimiento estudiada
Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de
permeabilidad relativa
Entre los aspectos destacables se puede resumir que adicional al efecto
principal que incide en la disminucioacuten de la viscosidad del petroacuteleo al
aumentar la temperatura se evidencioacute tambieacuten reduccioacuten de la saturacioacuten
residual de petroacuteleo (Sor) aumento de la saturacioacuten de agua irreducible (Swi)
desplazamiento del punto de cruce (Krw=Kro Sw) a valores mayores de
saturacioacuten de la fase mojante (agua) y disminucioacuten de la Ko (permeabilidad
efectiva al crudo) Figura 411
La condicioacuten de mojado inferida muestra que las arenas analizadas tienden a ser
maacutes afines por el agua a medida que la temperatura aumenta
Figura 411 Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de permeabilidad relativa
para muestras del Campo Petrocarabobo
Elaboracioacuten del modelo de simulacioacuten en Starsreg
A partir de este punto se explica una serie de procedimientos realizados para la
construccioacuten de los modelos numeacutericos para simular una prueba de
desplazamiento con agua caliente a nivel laboratorio se definieron las matrices
55
de sensibilidades donde se evaluaron los paraacutemetros teacutermicos de forma discreta
e integral
45 Uso de Starsreg
Una vez recolectado los valores petrofiacutesicos los paraacutemetros teacutermicos y
evaluados los fenoacutemenos de interaccioacuten roca fluido se procedioacute a organizar los
datos en el orden que deben ser introducidos en el simulador El simulador
numeacuterico empleado es Starsreg de CMG siendo requerido para su utilizacioacuten el
reconocimiento de su interfaz y de los datos requeridos para su ejecucioacuten asiacute
como la justificacioacuten de la realizacioacuten de las pruebas descritas y de otros
valores suministrados en campo
La herramienta Builder de CMG se empleoacute como un pre-procesador para la
construccioacuten de la malla considerando unidades de laboratorio y porosidad
singular la fecha inicial del proyecto es el 10 de octubre del 2018 hasta el 21 de
agosto y se considero un modelo de fluidos Black Oil de dos fases
451 Construccioacuten del mallado
Se escogioacute el sistema de mallado cartesiano por lo que las dimensiones
ciliacutendricas de la muestra (Tabla 44) debioacute ser convertida a una geometriacutea
cartesiana equivalente (paralelepiacutepedo) con las dimensiones que indica la Tabla
45 respetando los valores de aacuterea transversal y de longitud en este caso el
aacuterea del circulo fue trasformada a la de un cuadrado como se muestra la Figura
412
Tabla 44 Dimensiones de la muestra en forma de cilindro
Dimensiones del cilindro
Diaacutemetro (cm) Aacuterea (cm2) Altura (cm) Volumen (cm
3)
376 111 416 4613
56
Figura 412 Transformacioacuten del aacuterea transversal para la construccioacuten del mallado
Establecimiento de tamantildeo y cantidad de las celdas para el mallado se
colocaron 50 celdas en direccioacuten I 1 celda en direccioacuten J 1 celda en direccioacuten
K cuyas dimensiones se muestran en la Tabla 45
Tabla 45 Dimensiones de las celdas del mallado
Informacioacuten
de las celdas
Direccioacuten Volumen
Total I J K
Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo
M 18 50 00831 1 33322 1 33322 461356
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades de la Tabla 46 fueron colocadas en la seccioacuten de ldquoArray
Propertyrdquo estas fueron suministradas por PDVSA-Intevep obtenidas a traveacutes de
la realizacioacuten de las pruebas descritas anteriormente en los laboratorios de
interaccioacuten roca-fluido
Tabla 46 Informacioacuten petrofiacutesica de la muestra
Propiedades Petrofiacutesicas
Tope de la arena (cm) 0
Espesor de la arena (cm) 333
Porosidad () 3789
Permeabilidad (mD) (I J K) 410417
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca
En esta seccioacuten se encuentran tres pestanas donde se realiza en suministro de
los datos teacutermicos requeridos por el modelo estas pestantildeas son
compresibilidad de la roca
57
Figura 413 en la que se incorporan los valores de compresibilidad de la roca y
de la presioacuten de poro de referencia
Figura 413 Ventana para ingresar los datos de compresibilidad de la roca y presioacuten de
porosidad de referencia
En la pestantildea de propiedades teacutermicas se suministran los valores de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se selecciona el tipo de mezclado para la
conductividad se aplica o no la herramienta de la tabla de dependencia de
temperatura para la conductividad teacutermica Thcontab y se especifica que se
considera una conductividad teacutermica isotroacutepica
Figura 414
58
Figura 414 Ventana de las propiedades teacutermicas
En la figuraFigura 415 se muestra la pestantildea de peacuterdida de calor por las rocas
adyacentes en la que se indica que no hay peacuterdidas de calor especificando que
las rocas suprayacente e infrayacente no poseen la propiedad de conductividad
teacutermica (valor cero) ni capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
Figura 415 Ventana de las peacuterdidas de calor por las rocas adyacentes
Se considera propiedades teacutermicas isotroacutepicas en las distintas direcciones (I J
K) ya que no se disponen de informacioacuten de laboratorio que permita concluir lo
contrario
59
Las conductividades teacutermicas isotroacutepicas dependientes de la temperatura se
definen mediante una tabla como se puede ver en la Tabla 47 La primera
columna se refiera a la temperatura T (C|F) las columnas thconr thconw y
thcono
Tabla 47 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo discreto
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0023083 0387300 0068139
60 0019678 0391200 0067761
70 0017184 0396000 0067383
80 0015281 0400000 0067005
90 0013778 0403200 0066626
100 0012559 0405600 0066248
110 0011550 0407200 0065870
120 0010700 0408000 0065492
130 0009973 0408000 0065114
140 0009344 0407200 0064736
150 0008794 0405600 0064357
Para el modelo integral como se observa en la tabla 48 se asignoacute el mismo va-
lor a todas la fases a la misma temperaturas obtenido de las pruebas experimen-
tales de la muestra saturada estos valores de conductividad aumenta proporcio-
nalmente con la temperatura
Tabla 48 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo integral
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0003150 0003150 0003150
60 0005700 0005700 0005700
70 0008350 0008350 0008350
(Tr) 80 0011100 0011100 0011100
90 0013950 0013950 0013950
100 0016900 0016900 0016900
110 0019950 0019950 0019950
120 0023100 0023100 0023100
60
130 0026350 0026350 0026350
140 0029700 0029700 0029700
150 0033150 0033150 0033150
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad
Una vez estudiadas todas las ecuaciones que emplea el simulador para el
caacutelculo de la conductividad y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica se realizoacute
una validacioacuten comparando los valores arrojados por las ecuaciones
programadas con las graacuteficas de los archivos de salida del simulador para ello
se utilizoacute como herramienta Microsoft Excel
454 Seccioacuten de componentes
Se especificoacute que la muestra se encontraba saturada por dos fluidos (agua y un
pseudocomponente de crudo muerto) se les asignaron los valores de peso
molecular densidad y viscosidad para el resto de las propiedades se asignoacute
ldquo0rdquo de esta manera el simulador asigna los valores por defecto que se muestran
en la Tabla 49
Tabla 49 Valores por defectos del simulador
4541 Densidades
El valor de la densidad del agua fue suministrada a 80degC (temperatura de
referencia) La densidad del crudo fue calculada en los laboratorios de PVT con
el densiacutemetro digital Anton Paar modelo DMA 4500M (figura 416) el rango
61
de temperatura considerado esta entre 40 y 60 degC por las limitaciones del
equipo posteriormente el valor a 80degC fue obtenido mediante extrapolacioacuten En
la figura 417 se muestra los valores los valores de densidad introducidos en
Starsreg para la simulacioacuten
Figura 416 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 4500M Fuente PDVSA-
Intevep
Figura 417 Ventana para insertar la densidad de los fluidos
4542 Viscosidades de la fase liacutequida
El valor de densidad del agua fue proporcionado por la Empresa Mixta para
determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030 En la
62
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura se presenta
los valores de viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura a ser
ingresados en el simulador y la respectiva Curva de la viscosidad del crudocurva de
la viscosidad del crudo se ilustraen la Figura 418 En cuanto a la viscosidad del
agua es un valor constante y las viscosidades de la fase gaseosa no se habilito
esta seccioacuten ya que no se considera fase gaseosa presente en el medio
63
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura
64
Figura 418 Curva de la viscosidad del crudo
4543 General
Los valores de referencia son las condiciones de trabajo al usar en el caso de la
temperatura estaacute pautado por la temperatura en la que se empleoacute el densiacutemetro
y la presioacuten de referencia de los laboratorios de PDVSA-Intevep En la Figura
419 se muestran los valores introducidos en el simulador
65
Figura 419 Ventana de la seccioacuten de componentes para introducir los valores de referencia en
la subseccioacuten general
46 Seccioacuten de Roca-fluido
Se emplearon las curvas de permeabilidad relativas obtenidas de las pruebas
desplazamiento realizadas en los laboratorios de interaccioacuten Roca-Fluido de
Pdvsa-Intevep utilizando tapones del aacuterea de estudio
66
Figura 420 Curva de permeabilidad
47 Seccioacuten de condiciones iniciales
En esta etapa se introducen las condiciones de yacimientos de presioacuten y
temperatura a las que fueron ejecutadas las pruebas de desplazamiento la
Figura 421 No se asignoacute contactos entre fluidos para garantizar que al inicio
haya soacutelo petroacuteleo en el yacimiento
67
Figura 421 Ventana de la seccioacuten de condiciones iniciales se muestra el valor de presioacuten y
profundidad de referencia suministrada al simulador
48 Seccioacuten numeacuterica
Se especifican los paraacutemetros utilizados en la simulacioacuten numeacuterica de las
ecuaciones involucradas en el flujo de fluidos (paraacutemetros de convergencia
constantes numeacutericas meacutetodos de solucioacuten discretizacioacuten y convergencia) Se
realizaron las modificaciones siguientes para tres paraacutemetros especiacuteficos
colocando los valores siguientes
Tabla 411 Modificaciones en la seccioacuten numeacuterica
Keyword Valor Definicioacuten
DTWELL 001min Tamantildeo de intervalo de primer paso de tiempo
NEWTONCYC 30 Cantidad de iteraciones para obtener la solucioacuten
NCUTS 15 Maacuteximos intervalos de cortes
49 Seleccioacuten de pozos y datos recurrentes
El modelo estaacute conformado por dos pozos un pozo inyector situado en la celda
(1 1 1) y un pozo productor celda (50 1 1) ambos pozos inician su
funcionamiento el 10-10-2018 a 000 min hasta los 2880 min
Pozo Inyector tipo Mobweight explicit
68
Para este modelo sencillo donde se inyecta un solo fluido que no es vapor y no
ocurren cambio de fases en el proceso de inyeccioacuten es indiferente que tipo de
pozo inyector se seleccione pues no afecta los caacutelculos del modelo
Restricciones (Constrains) en la ventana de constrains del pozo inyector se
muestra que los paraacutemetros empleados fueron la presioacuten de fondo y la tasa
de inyeccioacuten y ambos aplicados con la accioacuten de CONT la cual implica que
la accioacuten a tomar en caso de una violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten
operativa en este liacutemite y continuar con la simulacioacuten
Figura 422 Ventana de constrains del pozo inyector
Fluido inyectado a continuacioacuten en la Figura 423 Ventana para
descripcioacuten del fluido de inyectado se muestra las caracteriacutesticas como
composicioacuten y temperatura del fluido inyectado
69
Figura 423 Ventana para descripcioacuten del fluido de inyectado
Pozo Productor
Se cargoacute un archivo (fhf) para adjuntar el ldquohistoacuterico de produccioacutenrdquo y cargar
los eventos de los pozos inyector y productor Este archivo se realiza a partir de
un documento (txt) contiene las informacioacuten de produccioacuten de la prueba de
desplazamiento con un formato especiacutefico que contiene fecha final nombre del
archivo ldquoProduction Data Field History Fiel fecha inicial numero de variables
a utilizar los nombres de la variables y las unidades de esas variables el
nuacutemero de pozos y sus nombres luego se coloca el valor de cada variable con
respecto a la fecha
En la Figura 424 se muestra el (fhf) que fue utilizado en el modelo en el que
se cargoacute la informacioacuten de tasas de petroacuteleo agua y liquido en el pozo
productor y de tasa de inyeccioacuten de agua en el pozo inyector en unidades de
laboratorio en el tiempo que alliacute se indica en el formato de (antildeo-mes-
diaThoraminseg)
70
Figura 424 Histoacuterico de produccioacuten empleado para el modelo
Restricciones (Constrains) en la Figura 425 se muestra que el
paraacutemetro empleado fue el de la tasa de produccioacuten de liacutequido con la
accioacuten de CONT la cual implica que la accioacuten a tomar en caso de una
violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten operativa en este liacutemite y
continuar con la simulacioacuten
71
Figura 425 Ventana de constrains del prozo productor
410 Dato de salida IO Control
Se especificaron los paraacutemetros teacutermicos y variables que se requieren como
datos de salida eacutestas son las variables que se podraacuten graficar para estudiar con
la herramienta Results Graph de CMG objetivo del anaacutelisis del trabajo
Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (HEATCAP)
Conductividad teacutermica de la formacioacuten (roca + fluidos)
(THCONDUCT)
Conductividad teacutermica de la roca (THCOMPRE)
Temperatura (TEMP)
Viscosidad del petroacuteleo (VISO)
Saturacioacuten de agua (Sw)
411 Sensibilidades
En la tabla 51 se observan los valores miacutenimos y maacuteximos permitidos por el
simulador STARSreg tambieacuten el valor representativo de valores de
conductividad para cada fase a 25degC Adicionalmente se antildeadieron los valores
de conductividad a la temperatura de referencia obtenido por las pruebas
experimentales todos estos valores fueron los empleados para el estudio de
sensibilidad de conductividad teacutermica Anaacutelogamente en la tabla 53 se
72
observan los valores que especifica el manual del simulador como valores
miacutenimos y maacuteximos tambieacuten valores representativos de capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica Los valores representativos de conductividad y de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica del simulador se emplearon para comparar con los
valores obtenidos en el laboratorio y analizar la diferencia en el valor tiacutepico de
arenas consolidadas como lo indica el simulador y las arena no consolidadas
como es nuestro caso de estudio
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total
Se realizaron corridas con el modelo laquoDiscreta Complexraquo variando los valores
de conductividad teacutermica de la roca petroacuteleo y agua) y graficando en la celda
(25 1 1) los valores de conductividad total y la temperatura para los tres
valores asignados (valor miacutenimo valor maacuteximo y valor a tr) en el estudio por
separado de cada elemento para determinar cuaacutel es el elemento que mayor
impacto causa en la temperatura
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
Se empleoacute el modelo laquoDiscreta Complexraquo para graficar la conductividad
teacutermica capacidad caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del
tiempo especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y (49 1 1)
para estudiar el efecto de los paraacutemetros teacutermicos en las diferentes celdas con el
valor de conductividad que mayor variacioacuten causa en la temperatura con
respecto al modelo base
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
Se realizaron corridas con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontabraquo e
laquoIntegral Complex Thcontabraquo realizando variaciones en los valores de
capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca (Cvr) en la celda (25 1 1) los
valores asignados fueron los valores maacuteximo miacutenimo y el correspondiente de
las pruebas a la temperatura de referencia
73
412 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
A traveacutes de los modelo laquoDiscreta Complexraquo y laquoDiscreta Complex con
Thcontabraquo se realiza una comparacioacuten del valor de la conductividad teacutermica
total del sistema de un modelos discretos y por otro lado habilitando la opcioacuten
Thcontab
413 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
Por medio de los modelos laquoIntegral Complexraquo e laquoIntegral Complex con
Thcontabraquo se estudia la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en el
modelo integral
414 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
laquoDiscreta Complexraquo y laquoIntegral Complexraquo En la Figura 514 se pueden
comparar los valores de conductividad teacutermica considerando el modelo
cargando de forma discreta e integral
415 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontab raquo e laquo Integral Complex con
Thcontabraquo se realiza la comparacioacuten de los valores conductividad teacutermica total
y conductividad teacutermica de la roca de los modelos
74
CAPIacuteTULO V
ANALISIS DE RESULTADOS
51 Sensibilidades
A continuacioacuten se presentan los resultaron de las sensibilidades de los modelos
empleados para el estudio de la conductividad teacutermica y de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica
En la tabla 51 se presenta los valores finales de la conductividad teacutermica del
agua roca y petroacuteleo para cada una de las sensibilidades estos valores son los
experimentales de conductividad teacutermica con los valores de conductividad
teacutermica que el simulador sentildeala como representativos y poder hacer una
comparacioacuten del rango de valores y similitud para estimar si se encuentra en un
valor correspondiente de su respectivo elemento Para ello se llevoacute los valores
obtenido a temperatura de 80degC a una temperatura de 25degC El valor
experimental de conductividad de la roca se encuentra por debajo del valor
sugerido lo que se debe a que el valor de conductividad teacutermica de las arenas no
consolidadas son menores a los valores de conductividad teacutermica de las arenas
consolidadas que representa el valor de conductividad teacutermica del valore
representativo que estipula el simulador
75
Tabla 51 Valores de conductividad teacutermica de STAR y obtenido experimentalmente
En la tabla 52 se observar las sensibilidades realizadas para la conductividad
teacutermica cada elemento
Tabla 52 Sensibilidades de la conductividad teacutermica
Sensibilidades Kr Ko Kw
1 Valor maacuteximo Valor a Tr Valor a Tr
2 Valor a Tr Valor maacuteximo Valor a Tr
3 Valor a Tr Valor a Tr Valor maacuteximo
4 Valor miacutenimo Valor a Tr Valor a Tr
5 Valor a Tr Valor miacutenimo Valor a Tr
6 Valor a Tr Valor a Tr Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr Valor a Tr Valor a Tr
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua
Como se observa en la Figura 51 se realizan el modelo base y las
sensibilidades 3 y 6 es decir la variacioacuten de los valores de la conductividad en
la fase acuosa se observoacute poca variacioacuten en la temperatura una diferencia de
056 degC y error de 064 para kw = 000010 JcmmindegC y diferencia de 075
degC y error de 092 para kw = 6944578 JcmmindegC con respecto a los valores
del modelo base La temperatura de la celda disminuye muy poco a medida que
se le aumenta el valor de conductividad del agua El mayor error relativo que
alcanza la conductividad teacutermica al aplicar kw = 000010 JcmmindegC es de
047 mientras que al aplicar kw = 6944578 JcmmindegC es de 5769
(ANEXO C)
76
Figura 51 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del agua en la temperatura
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se realiza el modelo base y las sensibilidades 2 y 5 y se observa que entre la
curva de la temperatura para ko = 000010 JcmmindegC y la curva de
temperatura del modelo base se observa una diferencia de 016 degC y error de
019 por ser valores cercanos visualmente ocurre un solapamiento entre
ambas curvas de temperatura caso contrario al comparar la curvas de
temperatura del modelo base con la curva de temperatura de ko = 6944578
JcmmindegC presenta una diferencia de 082 degC y error de 1 Al aumentar los
valores de conductividad teacutermica de la fase oleica es poca la disminucioacuten de la
temperatura de la celda El mayor error relativo que alcanza la conductividad
teacutermica al aplicar ko = 000010 JcmmindegC es de 029 mientras que al
aplicar ko = 6944578 JcmmindegC es de 6213 (ANEXO C)
77
Figura 52 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del petroacuteleo en la temperatura
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca
Se comparan el modelo base y las sensibilidades 1 y 4 Se recurrioacute a una graacutefica
del tipo logariacutetmica para representar los valores de conductividad total ya que
los valores introducidos afectan notablemente la temperatura con una diferencia
de 474 degC y error de 570 para kr = 000010 JcmmindegC y una diferencia de
164 degC y error de 198 para kr = 6944578 JcmmindegC y pueden causar un
cambio de conductividad teacutermica final en la celda de para kr = 000010
JcmmindegC diferencia de 004 JcmmiddotmindegC y error de 099 para kr =
6944578 JcmmindegC diferencia de 319 JcmmiddotmindegC y error de 9881
(ANEXO C)
78
Figura 53 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la temperatura
Basado en lo observado se puede inferir que es la fase solida de la roca causa
maacutes variacioacuten en la temperatura 570 al realizarle la variacioacuten en los valores
de conductividad teacutermica de la roca especiacuteficamente en kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC este
comportamiento se puede atribuir a la ecuacioacuten aplicada y al valor de
conductividad irreal de conductividad teacutermica empleada ya que es 3647 veces
mayor al valor tiacutepico Mientras la variacioacuten de la conductividad teacutermica en los
fluidos tuvieron un similar comportamiento que no representaban una
influencia marcada en la temperatura arrojando un error relativo gt1 (ANEXO
C) Al aumentar los valores de conductividad teacutermica la temperatura de la celda
disminuye lo que es coherente ya que contribuye a la propagacioacuten del calor
pero afecta en mayor escala a este caso En el ANEXO B se presenta con maacutes
detalle los valores en los que oscilan las curvas de conductividad teacutermica y la
temperatura final que se alcanza respectivamente Acotando que en general
ocurre un aumento de la conductividad durante el proceso de inyeccioacuten de agua
caliente y que aquellas conductividades teacutermica que presentan una leve
disminucioacuten con el aumento de la temperatura son las sensibilidades 2 y 6 lo
79
cual se debe a la disminucioacuten de la saturacioacuten de crudo que en el caso de ko =
6944578 JcmmindegC el cual es la conductividad teacutermica con mayor valor Por
otro lado en kw = 000010 JcmmindegC ocurre que el menor valor corresponde
a la conductividad teacutermica del agua la cual aumenta su saturacioacuten y como la
conductividad teacutermica total se basa en una ecuacioacuten de ponderacioacuten por
volumen hace que el valor de conductividad teacutermica total tienda a la
conductividad con el mayor volumen
La sensibilidad de la conductividad teacutermica de la roca afecta inversamente a la
temperatura como a la capacidad caloriacutefica obtenieacutendose asiacute una curva de
mayor capacidad caloriacutefica al introducir el menor valor de conductividad de la
roca y viceversa figura 54
Figura 54 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
En la Figura 55 se observa como el aumento de la conductividad incrementa el
avance del agua proporcionalmente al disminuir la conductividad aumenta la
temperatura lo cual ayuda a la disminucioacuten de la viscosidad del crudo y
aumentado la movilidad y beneficiando la extensioacuten de la saturacioacuten de agua en
la celda
80
Figura 55 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en el avance de
inyeccioacuten de agua
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
En las Figura 56 y 57 se graficaron la conductividad teacutermica capacidad
caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del tiempo al aplicar la
sensibilidad 4 especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y
(49 1 1) donde se observa como el frente de agua trae consigo el aumento de
la temperatura la capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica siento el maacutes
afectado la celda (2 1 1) la cual es la celda maacutes proacutexima al pozo inyector ya
que es por medio del cual se inyecta el agua caliente
81
Figura 56 Saturacioacuten y capacidad de kr = 000010 JcmmindegC
Figura 57 Temperatura y conductividad de kr = 000010 JcmmindegC
82
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
En la tabla 53 se observa que existe una diferencia entre el valor representativo
del simulador que trae por defecto a 25degC y el valor experimental extrapolado a
25degC apreciaacutendose que el valor de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
experimental es mayor por lo que establece que las arenas no consolidadas
requieren mayor cantidad de energiacutea en forma de calor para aumentar la
temperatura
Tabla 53 Valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de STAR y obtenido experimentalmente
Nombre Keyword
Valor
miacutenimo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
maacuteximo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
representativo
para STAR a
25degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 80degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 25degC
(Jcm3degC)
Capacidad
Caloriacutefica
Volumeacutetrica
de la roca
Rockcp 0 100 23470 18513 37598
En la tabla 54 se observar las sensibilidades realizadas para la capacidad caloriacute-
fica volumeacutetrica
Tabla 54 Sensibilidades de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca
Sensibilidades Cvr
7 Valor maacuteximo
8 Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr
Al graficar el modelo base y las sensibilidades 7 y 8 se observa en la Figura 58
(izquierda) que la saturacioacuten del agua es mayor al usar la sensibilidad 8 de la
Tabla 54 es decir el menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cvr = 0
Jcm3degC) el modelo base tiene un comportamiento semejante debido a la
cercaniacutea de sus valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica caso contrario al
introducir la sensibilidad 7 de la Tabla 54 (Cvr = 100 Jcm3degC) pues este caso
presenta una curva que muestra un suave incremento luego de los 246 minutos
83
de iniciar la inyeccioacuten En la Figura 58 (derecha) se representan tres rectas casi
constantes producto de introducir los valores de la tabla 53 en la ecuacioacuten 6 su
comportamiento de recta horizontal se debe a la poca variacioacuten de capacidad
caloriacutefica con respecto al incremento de temperatura Por otro lado en la Figura
59 (izquierda) se aprecia la variacioacuten de la temperatura y que el miacutenimo valor
de capacidad arroja como resultado un abrupto aumento de la temperatura de la
celda seguida por la curva del modelo base y por uacuteltimo la curva de maacuteximo
valor de capacidad demostrando que solo aumenta la temperatura de la celda
hasta 714degC lo cual se debe a que el aumento de la temperatura estaacute asociado a
la saturacioacuten de agua y la sensibilidad que obtenga una mayor saturacioacuten
obtendraacute tambieacuten una mayor temperatura y viceversa Con respecto a la
conductividad teacutermica al introducir el mayor valor de capacidad caloriacutefica
demostroacute ser la curva con un aumento de pendiente casi vertical los primero
minutos del desplazamiento consecuencia de incremento de saturacioacuten se agua
y luego de los 900 minutos tiende a un valor constante de 0039 JcmmiddotmindegC
mientras las otras dos curvas muestran un aumento al inicio del proceso y
alcanza un punto criacutetico en el minuto 64 decayendo hasta los 400 minutos
alcanzando en ese punto un menor valor de conductividad teacutermica la
sensibilidad del menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
84
Figura 58 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex
Thcontab
85
Figura 59 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad de
la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex Thcontab
Las Figura 510 y 511 muestran graficas similares a las Figura 58 y Figura 59
del modelo cargado con valores de forma integral se obtienen las mismas
observaciones en la saturacioacuten tanto para la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y
temperatura Sin embargo en el paraacutemetro de la conductividad teacutermica
presentan curvas que incrementan a medida que la temperatura aumenta
Debido a que la variacioacuten de la saturacioacuten no afecta el valor de conductividad
total como consecuencia de la restriccioacuten de aumentar con la temperatura por
medio de la herramienta Thcontab para todas las fases con el mismo valor
86
Figura 510 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex
Thcontab
87
Figura 511 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad
de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex Thcontab
52 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
En la Figura 512 se puede observar la contraposicioacuten de estudiar la
conductividad teacutermica total del sistema de un modelos discretos introduciendo
un solo valor constante de la conductividad para cada fase respectiva y por otro
lado habilitando la opcioacuten Thcontab que permite especificar la variacioacuten de las
conductividades de cada fase con respecto a la variacioacuten de la temperatura y
ademaacutes permite la opcioacuten de graficar la curva de conductividad de la roca la
cual es decreciente al transcurrir el tiempo y el aumento de la temperatura Al
comparar ambas curvas de conductividad teacutermica total se puede distinguir una
curva creciente que pertenece valores constantes de conductividad teacutermica para
cada fase mientras que la curva que emplea Thcontab se compone de tres
tendencias ambas curvas muestran al inicio un crecimiento pronunciado debido
al aumento de la saturacioacuten del agua la curva con Thcontab una segunda
88
seccioacuten que muestra un decrecimiento luego de un punto criacutetico a los 64
minutos y luego a partir de los 400 minutos una seccioacuten de valores contantes
que presenta un ligero incremento sin embargo las curvas solo presentan una
diferencia en promedio de 0000183 JcmmiddotmindegC y un error de 05
Figura 512 Contraste entre la conductividad total de un modelo discreto Complex y un modelo
discreto Complex con Thcontab
53 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
En la Figura 513 se expone la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en
el modelo integral Complex La conductividad teacutermica total del sistemas al
introducir los valores contantes de conductividad (Curva 1) se describe una
conductividad constante en el tiempo con una recta de pendiente cero con el
mismo valor que se introdujo en el simulador cada fase con el mismo valor de
conductividad y por balance de masa incrementar la saturacioacuten de agua
disminuye proporcionalmente la saturacioacuten de petroacuteleo mantenieacutendose
constante la porosidad lo cual indica un mismo valor volumeacutetrico de roca en la
89
ecuacioacuten de volumen ponderado que calcula la conductividad teacutermica total
quien arroja el mismo resultado en cada paso de tiempo Mientras que al
habilitar la opcioacuten Thcontab es igualmente asignando el mismo valor de
conductividad teacutermica para todas las fases pero indicando la variacioacuten con la
temperatura se permite observar que la conductividad teacutermica de la roca y la
total del sistemas presentan unas curvas solapadas que incrementan con el
transcurrir del tiempo
Anaacutelogamente estas curvas son iguales por el balance de materiales el aumento
de la curva se debe a la variacioacuten de los valores de conductividad a traveacutes del
tiempo seguacuten indica la tabla Thcontab Al comparar ambas curvas de
conductividad teacutermica total se observa una diferencia de 00002163
JcmmiddotmindegC y un error de 19 (ver ANEXO D)
Figura 513 Contraste de la conductividad total de un modelo integral Complex y la
conductividad total y de la roca de un modelo integral con Thcontab
90
54 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
En la Figura 514 se pueden comparar los valores de conductividad teacutermica
considerando el modelo cargando de forma discreta e integral La capacidad
caloriacutefica y la saturacioacuten no se ven afectadas por el tipo de modelo que se
emplee la temperatura al contrario si representa una diferencia de 102 entre
los minutos 400 y 800 En el modelo discreto la conductividad es 345 veces
mayor al modelo integral mantenieacutendose este en el valor contante de 0011100
JcmmiddotmindegC y por el contrario el modelo discreto iniciando en 00293004
JcmmiddotmindegC y ascendiendo hasta el valor de 0038362 JcmmiddotmindegC esto se debe
que aunque el simulador emplea la ecuacioacuten 8 con los valores de conductividad
de cada elementos (roca agua y petroacuteleo) constantes a traveacutes del tiempo pero
las saturaciones variacutean a traveacutes del tiempo eacutestos cambios en las saturaciones
hacen que la conductividad teacutermica total ascienda tendiendo a la conductividad
de quien incrementa su saturacioacuten eacuteste es el caso del agua y la cual posee una
conductividad mayor Ambas curvas tienen una diferencia de 0022731
JcmmiddotmindegC y un error de 672 (ANEXO E)
91
Figura 514 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad capacidad caloriacutefica temperatura
y saturacioacuten total de un modelo discreto Complex con un modelo integral Complex
55 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Aunque ambos modelos (integral y discreto) fueron ejecutados con Thcontab lo
que permite para ambos casos graficar la conductividad teacutermica de la roca solo
se graficoacute para el modelo discreto (Figura 515) ya que al realizar un modelo
integral la conductividad teacutermica de la roca es la misma que la conductividad
teacutermica total y ambas curvas se solapan En el modelo discreto se aprecia que
la conductividad teacutermica de la roca disminuye al transcurrir del tiempo donde
ocurre el aumento de temperatura tal y como lo enuncia Messmer (1980) afirma
ldquoLa conductividad teacutermica de las arenas no consolidadas disminuyen con el
aumento de la temperatura debido a los efectos del mineral cuarzo que es un
material cristalino con propiedades teacutermicas anisotroacutepicas presente en estos
sistemasrdquo El cuarzo que es el mineral que predomina en las areniscas seguacuten
estudios llevados a cabo en PDVSA - Intevep (2016) mediante Difraccioacuten de
92
Rayos X determinaron que posee mayor porcentaje (66) presente en el
sistema de yacimiento petroliacutefero campo Petrocarabobo En las curvas de
conductividad teacutermica total entre los modelo discreto e integral se obtuvo una
diferencia en promedio de 0023130 JcmmiddotmindegC y un error de 2125 y entre
las curvas de conductividad teacutermica de la roca una diferencia en promedio de
0004859 JcmmiddotmindegC y un error de 446 (ANEXO F)
Figura 515 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad total de un modelo discreto
Complex Thcontab y un modelo integral Complex Thcontab
93
CONCLUSIONES
Las arenas consolidadas secas pueden tener una conductividad teacutermica
mayor que las arenas no consolidadas sin fluidos con la misma
composicioacuten debido a que ocupa mayor proporcioacuten volumeacutetrica en un
volumen determinado es decir hay mayor contacto entra los poros de la
matriz
El caacutelculo de la conductividad total del sistema se realiza mediante el
meacutetodo Complex debido a que utiliza la ecuacioacuten de mezcla no lineal
recomendada por CMG tomando en cuenta las conductividades y
saturaciones de los fluidos presentes e interrelaciones entre las fases
En modelo integral Thcontab todos los valores de conductividad teacutermica
aumentan sin importar el comportamiento particular con la temperatura
asiacute como el orden de magnitud de cada fase (roca agua petroacuteleo y gas)
por lo tanto no representa el comportamiento real de la transferencia de
calor en el medio poroso
Se concluye que es la roca la fase que causa maacutes variacioacuten en la
temperatura al realizarle la variacioacuten en los valores de conductividad
teacutermica de la roca un error de 570 al asignar kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC
Al contrastar los modelos cargados de forma discreta e integral se
contempla que las curvas de conductividad total tienen un error relativo
de 672
94
Entre los modelos discreto e integral cargados con thcontab se obtuvo
que las curvas de conductividad teacutermica total presentaban un error de
2125 y entre las curvas de conductividad teacutermica de la roca de ambos
modelos un error de 446
Debido al alto error entre los valores de conductividad teacutermica obtenida
entre las curvas de los modelos cargados de forma discreta e integral no
se pueden considerar como modelos equivalentes
Al realizar el estudio de los efectos de variar los valores de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se encontroacute que al asignar el valor
maacuteximo ocurre una disminucioacuten importante en los valores de la
saturacioacuten de agua y temperatura de los modelos discreto e integral Por
otro lado en el caso de la conductividad teacutermica causa un aumento de la
curva para el modelo discreto y una curva por debajo de la curva del
modelo base para el modelo integral
95
RECOMENDACIONES
Realizar estudio de determinacioacuten de propiedades teacutermica en muestras
saturadas elaborando sensibilidades en las saturaciones de los fluidos
presentes
Para representar las condiciones reales del yacimiento con un crudo
vivo y tres fases (petroacuteleo agua y gas) se debe incluir un PVT del fluido
para evaluar los procesos de transferencia de calor
Profundizar en el estudio de RMN y calorimetriacutea para obtener los
paraacutemetros teacutermicos en todas las direcciones (I J K) del tapoacuten ya que
existe en general presentan un comportamiento anisotroacutepico y
disminuye la certidumbre de las propiedades teacutermicas el considerar que
el sistema tiene cualidades de Isotropiacutea
Realizar modelos de simulacioacuten numeacuterica suministrando los valores de
conductividad teacutermica de forma discreta
96
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99
ANEXOS
ANEXO A Propiedades RMN de los fluidos de yacimientos Fuente Coates y cols (1999)
Fluidos T1 (ms) T2 (ms) T1T2 Viscosidad (cP)
Salmuera 1 ndash 500 1 - 500 2 02 - 08
Petroacuteleo Liviano 3000 ndash 4000 300 - 1000 4 02 - 100
Gas 4000 ndash 5000 30 - 60 80 0011 - 0014
ANEXO B Valores promedio de conductividad teacutermica total al variar la conductividad de las
fases
Figuras
51 - 53
Kt (JcmmiddotmindegC) Temperatura
final (degC) Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
Sensibilidad 6 002543 0020102 0022766 899
Sensibilidad 3 0069244 007729 0073267 897
Sensibilidad 5 0020747 0036985 0028866 898
Sensibilidad 2 007738 00771575 007738 897
Sensibilidad 4 0000488 0000506 0000497 90
Sensibilidad 1 168611 322573 245592 896
Modelo base 00293 0038362 0033831 898
100
ANEXO C Contraste de conductividad y temperatura entre sensibilidades de conductividad
101
ANEXO D Contraste de conductividad total al habilitar Thcontab en modelos integrales
Figura
513
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0000216 194
kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
ANEXO E Contraste de conductividad total entre modelo integral y discreto
Figura 514
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0022731 6719 kt discreta
Complex 00293 0038362 0033831
ANEXO F Contraste de kt y kr entre modelo integral y discreto Thcontab
Figura 515
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt discreta
Complex
Thcontab
0032386 0035643 0034014
002313 21251 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr discreta
Complex
Thcontab
0017683 0013803 0015743
0004859 4464 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
x
51 SENSIBILIDADES 74
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica 74
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua 75
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo 76
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca 77
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas 80
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica 82
52 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO DISCRETO 87
53 EFECTO DE HABILITAR THCONTAB EN UN MODELO INTEGRAL 88
54 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON MODELO INTEGRAL 90
55 CONTRASTE AL COMPRAR MODELO DISCRETO CON THCONTAB CON
MODELO INTEGRAL THCONTAB 91
CONCLUSIONES 93
RECOMENDACIONES 95
BIBLIOGRAFIacuteA 96
ANEXOS 99
xi
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 21 VISCOSIDAD DEL CRUDO VS TEMPERATURA FUENTE PUERTA (2015) 15
FIGURA 22 INYECCIONES DE AGUA CALIENTE FUENTE BRICENtildeO (2015) 16
FIGURA 23 GRAacuteFICA TASAS DE FLUIDOS EN FUNCIOacuteN DEL TIEMPO (SEPUacuteLVEDA 2005) 28
FIGURA 31 FAJA PETROLIacuteFERA DEL ORINOCO FUENTE PUERTA (2015) 35
FIGURA 32 AacuteREA DE CARABOBO Y SUS LIacuteMITES TERRITORIALES FUENTE PUERTA (2015) 36
FIGURA 33 CUENCAS PETROLIacuteFERAS DE LA REPUacuteBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA FUENTE
PUERTA (2015) 37
FIGURA 34 CONFIGURACIOacuteN ESTRUCTURAL FUENTE ARCHIVOS DE PETROINDEPENDENCIA
SA 38
FIGURA 41 FASES DE LA METODOLOGIacuteA APLICADA 42
FIGURA 42 SISTEMA PARA CONFINAMIENTO DE MUESTRAS DE ROCA NO CONSOLIDADAS
FUENTE INTEVEP SA CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS
DE VENEZUELA SA 44
FIGURA 43 PROCESO COMPLETO DE EMPAQUE DE MUESTRAS FUENTE PDVSA-INTEVEP 44
FIGURA 44 RESONADOR MARAN ULTRA DRX 2 FUENTE PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 45 INSTRUMENTO PARA LA REALIZACIOacuteN DE LA PRUEBA CALORIMEacuteTRICA FUENTE
PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 46 EQUIPO DE LIMPIEZA DE MUESTRAS DEAN-STARS A) ANTES DE LA LIMPIEZA DE
MUESTRA Y B) DURANTE LA LIMPIEZA DE MUESTRAS 48
FIGURA 47 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 35N FUENTE PDVSA-
INTEVEP 50
FIGURA 48 RETROVISCO RV 2030 MARCA HAAKE FUENTE PDVSA-INTEVEP 51
FIGURA 49 DIAGRAMA DE UN SIMULADOR FIacuteSICO DE YACIMIENTOS FUENTE INTEVEP SA
CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS DE VENEZUELA SA 52
FIGURA 410 ESQUEMA DEL PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL PARA LA DETERMINACIOacuteN DE
CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA POR EL MEacuteTODO DE ESTADO NO ESTACIONARIO
FUENTE DIacuteAZ (2014) 53
FIGURA 411 EFECTO DE LA VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA SOBRE LAS CURVAS DE
PERMEABILIDAD RELATIVA PARA MUESTRAS DEL CAMPO PETROCARABOBO 54
FIGURA 412 TRANSFORMACIOacuteN DEL AacuteREA TRANSVERSAL PARA LA CONSTRUCCIOacuteN DEL
MALLADO 56
xii
FIGURA 413 VENTANA PARA INGRESAR LOS DATOS DE COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA Y
PRESIOacuteN DE POROSIDAD DE REFERENCIA 57
FIGURA 414 VENTANA DE LAS PROPIEDADES TEacuteRMICAS 58
FIGURA 415 VENTANA DE LAS PEacuteRDIDAS DE CALOR POR LAS ROCAS ADYACENTES 58
FIGURA 416 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 4500M FUENTE
PDVSA-INTEVEP 61
FIGURA 417 VENTANA PARA INSERTAR LA DENSIDAD DE LOS FLUIDOS 61
FIGURA 418 CURVA DE LA VISCOSIDAD DEL CRUDO 64
FIGURA 419 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE COMPONENTES PARA INTRODUCIR LOS VALORES DE
REFERENCIA EN LA SUBSECCIOacuteN GENERAL 65
FIGURA 420 CURVA DE PERMEABILIDAD 66
FIGURA 421 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES SE MUESTRA EL VALOR DE
PRESIOacuteN Y PROFUNDIDAD DE REFERENCIA SUMINISTRADA AL SIMULADOR 67
FIGURA 422 VENTANA DE CONSTRAINS DEL POZO INYECTOR 68
FIGURA 423 VENTANA PARA DESCRIPCIOacuteN DEL FLUIDO DE INYECTADO 69
FIGURA 424 HISTOacuteRICO DE PRODUCCIOacuteN EMPLEADO PARA EL MODELO 70
FIGURA 425 VENTANA DE CONSTRAINS DEL PROZO PRODUCTOR 71
FIGURA 51 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL AGUA EN LA
TEMPERATURA 76
FIGURA 52 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL PETROacuteLEO EN
LA TEMPERATURA 77
FIGURA 53 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
TEMPERATURA 78
FIGURA 54 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
CAPACIDAD 79
FIGURA 55 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN EL
AVANCE DE 80
FIGURA 56 SATURACIOacuteN Y CAPACIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 57 TEMPERATURA Y CONDUCTIVIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 58 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO COMPLEX THCONTAB 84
FIGURA 59 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO
COMPLEX THCONTAB 85
xiii
FIGURA 510 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 86
FIGURA 511 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL
COMPLEX THCONTAB 87
FIGURA 512 CONTRASTE ENTRE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
Y UN MODELO DISCRETO COMPLEX CON THCONTAB 88
FIGURA 513 CONTRASTE DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO INTEGRAL COMPLEX Y
LA CONDUCTIVIDAD TOTAL Y DE LA ROCA DE UN MODELO INTEGRAL CON THCONTAB 89
FIGURA 514 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD CAPACIDAD
CALORIacuteFICA TEMPERATURA Y SATURACIOacuteN TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
CON UN MODELO INTEGRAL COMPLEX 91
FIGURA 515 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO
DISCRETO COMPLEX THCONTAB Y UN MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 92
xiv
LISTA DE TABLAS
TABLA 21 GRAVEDAD API DE LOS HIDROCARBUROS 13
TABLA 22 POROSIDAD DE LOS MINERALES DE YACIMIENTOS 17
TABLA 23 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DEL AGUA 21
TABLA 41 VALORES DE LAS DIMENSIONES DE LAS MUESTRA A ESTUDIAR 43
TABLA 42 CONDICIONES EMPLEADAS EN LA TEacuteCNICA DE RMN 45
TABLA 43 COMPOSICIOacuteN DE LA SALMUERA 50
TABLA 44 DIMENSIONES DE LA MUESTRA EN FORMA DE CILINDRO 55
TABLA 45 DIMENSIONES DE LAS CELDAS DEL MALLADO 56
TABLA 46 INFORMACIOacuteN PETROFIacuteSICA DE LA MUESTRA 56
TABLA 47 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO DISCRETO 59
TABLA 48 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO INTEGRAL 59
TABLA 49 VALORES POR DEFECTOS DEL SIMULADOR 60
TABLA 410 VISCOSIDAD DE LOS FLUIDOS CON SU RESPECTIVA TEMPERATURA 63
TABLA 411 MODIFICACIONES EN LA SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
TABLA 51 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DE STAR Y OBTENIDO EXPERIMENTALMENTE 75
TABLA 52 SENSIBILIDADES DE LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA 75
TABLA 53 VALORES DE CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE STAR Y OBTENIDO
EXPERIMENTALMENTE 82
TABLA 54 SENSIBILIDADES DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE LA ROCA 82
1
INTRODUCCIOacuteN
Debido a la merma de crudos livianos y medianos a nivel mundial y nacional
aunado a los altos costos de la energiacutea y la necesidad de restituir la reserva se
estaacute incentivando a la empresa petrolera nacional a explotar de forma eficiente
las reservas de crudos pesados y extra-pesados a un ritmo maacutes acelerado los
cuales se caracterizan seguacuten la API (American Petroleum Institute) por ser
poseedores de altas viscosidades dificultando asiacute el proceso de explotacioacuten y
extraccioacuten (PDVSA 2010)
Dadas las reservas que de estos tipos de crudos en Venezuela se presentan en la
Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se ha establecido como reto el trabajar en
mejorar e innovar en tecnologiacuteas a nivel de exploracioacuten y explotacioacuten con la
finalidad de garantizar la mayor optimizacioacuten de los recursos proteger la
integridad del yacimiento y disminuir el impacto ambiental Entre los aspectos
maacutes importantes a tener en cuenta destaca la necesidad de contar con una
correcta caracterizacioacuten del yacimiento ya que eacutesta brinda la informacioacuten
baacutesica necesaria para definir la tecnologiacutea maacutes adecuada para el proceso de
explotacioacuten del yacimiento (Doumat 2016)
En particular para el caso de los yacimientos de crudos pesados y extra-
pesados existen diversas tecnologiacuteas para su extraccioacuten y explotacioacuten de
acuerdo a un proceso de recuperacioacuten mejorada de hidrocarburos (RMH)
dentro de las cuales destacan aquellos basados en meacutetodos teacutermicos (Ferrer
2009) Para la aplicacioacuten de estos meacutetodos en particular es necesario contar con
una evaluacioacuten de las propiedades teacutermica del yacimiento la cual usualmente
poco se ejecuta pero que resulta de gran importancia ya que permite conocer
coacutemo ocurre la transferencia de calor en el sistema dadas las dificultades
presentadas principalmente por las altas viscosidades encontradas en estos tipos
2
de crudos Es por ello que la estimacioacuten de propiedades teacutermicas del
yacimiento como difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad caloriacutefica y
conductividad teacutermica debe ser realizada previo a la seleccioacuten de la tecnologiacutea
a implementar para la extraccioacuten del crudo con la finalidad de conocer su
influencia en las propiedades de interaccioacuten roca-fluido que toman vida en el
yacimiento al implementar dichas tecnologiacuteas
Los paraacutemetros teacutermicos de los yacimientos asociados a la Empresa Mixta
Petrocarabobo a considerar en este trabajo son obtenidos de las pruebas de
laboratorio empleando las teacutecnicas de Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN) y
Calorimetriacutea estos seraacuten utilizados para evaluar su impacto en la transferencia
de calor mediante una simulacioacuten numeacuterica empleando el software Starsreg de
la empresa canadiense CMG (Computer Modelling Group) Asiacute en funcioacuten a lo
anteriormente expuesto en este estudio se plantea evaluar el efecto de las
propiedades teacutermicas sobre un sistema de yacimiento de forma discreta y
continua entendieacutendose por evaluacioacuten discreta el escenario donde cada uno
de los componentes del sistema (arena agua y crudo) son estudiados por
separado mientras que el continuo representa el sistema roca-fluido evaluado
como un solo elemento
3
CAPIacuteTULO I
EL PROBLEMA
11 Planteamiento de problema
La caracterizacioacuten de los yacimientos contempla en teacuterminos generales todos
aquellos estudios previos que se realizan para conocer las propiedades del
sistema roca-fluido a fin de optimizar los consiguientes procesos y por ende
entre otros aspectos mitigar los costos durante la explotacioacuten A nivel teacutermico
los fenoacutemenos asociados a esta caracterizacioacuten son actualmente determinados
de forma empiacuterica a condiciones ideales o por teacutecnicas que finalmente soacutelo
estiman la conductividad teacutermica de las rocas razoacuten por la cual se plantea en
este trabajo evaluar la influencia de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma
discreta y continua para un yacimiento petroliacutefero de arena no consolidada y
crudo extra-pesado asociado al Bloque Carabobo de la Faja Petroliacutefera del
Orinoco bajo una metodologiacutea experimental de tipo evaluativa a traveacutes del
simulador numeacuterico CMG Starsreg
12 Objetivos de la investigacioacuten
121 Objetivo general
Evaluar el impacto de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma discreta y
continua para un yacimiento asociado a la Faja Petroliacutefera del Orinoco a traveacutes
de simulacioacuten numeacuterica
4
122 Objetivos especiacuteficos
Recopilar la informacioacuten disponible de anaacutelisis experimentales en
propiedades teacutermicas de yacimientos de la FPO asiacute como las de
propiedades baacutesicas y de interaccioacuten roca fluidos
Construir el modelo de simulacioacuten numeacuterica para representar los
fenoacutemenos teacutermicos
Evaluar los escenarios de simulacioacuten resultantes de considerar las
variables teacutermicas de forma discreta y continua
Cotejar el impacto de los fenoacutemenos teacutermicos sobre los resultados
obtenidos en las simulaciones ejecutadas para los escenarios planteados
(discreto y continuo)
13 Justificacioacuten de la investigacioacuten
En la Faja Petroliacutefera del Orinoco los pozos estaacuten asociados a crudos pesados y
extra-pesados con viscosidades altas entre 1000 y 13000 cP aproximadamente
para el crudo vivo y viscosidades de hasta maacutes de 1000000 cP para el crudo
muerto lo cual dificulta las pruebas experimentales a nivel de laboratorio
Dadas estas condiciones es necesario estudiar las tecnologiacuteas existentes que
tienen lugar en el proceso de extraccioacuten de crudo debido a las dificultades que
se presentan al desplazar un fluido de tan alta viscosidad a traveacutes del medio
poroso que constituye el yacimiento (PDVSA 2006)
La tecnologiacutea maacutes empleada para estos tipos de crudos y que ha brindado
buenos resultados es la aplicacioacuten de meacutetodos teacutermicos con el fin de disminuir
la viscosidad del petroacuteleo para facilitar su movilidad a traveacutes del medio poroso
Es por ello que surge la necesidad de profundizar en el estudio de los
fenoacutemenos teacutermicos y asiacute garantizar la eficiencia de la aplicacioacuten de energiacuteas
5
adicionales para obtener una mayor explotacioacuten y produccioacuten que beneficie los
intereses de las compantildeiacuteas petroleras generando mayores ingresos
Entre los fenoacutemenos teacutermicos maacutes relevantes que toman lugar durante estos
procesos es importante resaltar la difusividad teacutermica la cual brinda
informacioacuten de la propagacioacuten de energiacutea a traveacutes de un medio (Cengel 2011)
el calor especiacutefico que indica la cantidad de calor necesaria a aplicar para que
un cuerpo eleve su temperatura un grado la capacidad caloriacutefica que indica la
cantidad de calor necesaria para aumentar un grado centiacutegrado la temperatura
de un volumen de sustancia determinado y por uacuteltimo la conductividad teacutermica
que muestra la capacidad de un cuerpo para conducir el calor a traveacutes de eacutel
(Cengel 2011)
Debido a que la evaluacioacuten experimental de estas propiedades teacutermicas es
compleja y costosa dentro de la industria petrolera en los uacuteltimos antildeos se ha
recurrido a ecuaciones empiacutericas como las reportadas por (Seto et al 1991) en
esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis como RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten
numeacuterica con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un
sistema en el que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y
continua para a su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y
calorimetriacutea para determinar dichas propiedades teacutermicas
14 Alcance de la investigacioacuten
Evaluar los paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma continua y discreta a traveacutes
de una simulacioacuten numeacuterica de yacimiento que permita determinar el impacto
de cada una de las variables teacutermicas sobre la dinaacutemica de los fluidos en
consideracioacuten para cada una de las condiciones indicadas continua y discreta
asiacute como establecer cuaacutel de estas dos condiciones experimentales en la
6
evaluacioacuten de los paraacutemetros teacutermicos es maacutes rentable y efectivo para el estudio
de fenoacutemenos teacutermicos difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad
caloriacutefica y conductividad teacutermica
15 Limitaciones
Como una de las principales limitaciones del trabajo se presenta el posible
vencimiento de la licencia del software de simulacioacuten de yacimientos empleado
en la investigacioacuten (Starsreg de CMG) De igual manera la disponibilidad de
paraacutemetros experimentales que aporten informacioacuten de los fenoacutemenos teacutermicos
sobre sistemas de yacimientos que permitan obtener una caracterizacioacuten maacutes
amplia de la influencia de los mismos sobre los resultados de la simulacioacuten
Ademaacutes se debe tener en consideracioacuten los siguientes aspectos
Los datos de las propiedades se obtienen de pruebas de laboratorio para
crudo extra-pesados de la FPO
Los datos utilizados corresponden a resultados de experimentos a
saturacioacuten de agua irreducible (Swirr) 85 sin presencia de gas en el
sistema
Los modelos existentes en los simuladores representan correlaciones
desarrolladas con petroacuteleo convencional mientras que en este estudio se
utiliza petroacuteleo extra-pesado Tanto en las ecuaciones de mezclas de las
fases liquida y gaseosa como en la dependencia con temperatura de las
propiedades teacutermicas
La evaluacioacuten del comportamiento integral implica asignacioacuten de la
propiedad igual para todas las fases presentes mientras que la discreta
especifica los valores individuales
7
Se realiza una verificacioacuten del efecto de la variacioacuten de las propiedades
teacutermica en el comportamiento transitorio de la temperatura y la diferencia
al considerar los enfoques discreto e integral
El estudio no pretende ser riguroso ni presentar el estado del arte de las
propiedades teacutermicas involucradas en el flujo de fluidos
No se estudia el efecto de la temperatura en las curvas de permeabilidad
relativa
8
CAPIacuteTULO II MARCO TEOacuteRICO
MARCO TEOacuteRICO
21 Antecedentes de la investigacioacuten
Anand et al (1973) ldquoPredicting Thermal Conductivities of formations From
Other Know Propertiesrdquo
Obtuvieron correlaciones para la estimacioacuten de la conductividad teacutermica de
areniscas saturadas de liacutequido con un conocimiento de la conductividad de la
arenisca seca y de las propiedades del fluido que la satura
La conductividad teacutermica de la roca seca ha mostrado ser funcioacuten de la
densidad el espacio poral el tamantildeo y tipo de grano cementacioacuten y
composicioacuten mineral La conductividad teacutermica de materiales que tienen
estructura cristalina como el cuarzo decrece con el incremento de temperatura
Zierfuss y Van der Vliet realizaron estudios para arenas consolidadas donde
establecieron que la conductividad teacutermica aumentaba si la permeabilidad y la
porosidad aumentaba
Guiados por la correlacioacuten de Tikhomirov (para rocas secas) se obtuvieron una
familia de curvas descritas por la ecuacioacuten de Somerton (para las areniscas
saturadas) que toma en cuenta la variacioacuten de la temperatura Los cambios de
fase afectan la conductividad pero esto es un efecto de la saturacioacuten del fluido
en lugar de un efecto de temperatura en siacute
La compresioacuten es una fuerza opuesta a la presioacuten de poro si la presioacuten de poro
disminuye entonces gobernara la compresioacuten y aumentara la conductividad
teacutermica porque causara mayor contacto La presioacuten de poro puede estar
asociada al comportamiento del fluidos contenido en los poros y la reduccioacuten
de la presioacuten de poro puede deberse a la vaporizacioacuten de alguno de los fluidos y
9
esto puede causar la reduccioacuten de la conductividad teacutermica sin embargo esto
se atribuye a un efecto de saturacioacuten y no de presioacuten de poro en siacute
Somerton et al (1974) ldquoThermal Behavior of Uncosolidated Oil Sandsrdquo
La conductividad teacutermica de las arenas petroliacuteferas no consolidadas han sido
medidas y correlacionadas con otras propiedades fiacutesicas del sistema roca-fluido
donde se ha determinado que el fluido mojante tiene un efecto dominante en el
valor de la conductividad y ademaacutes el soacutelido con mayor porcentaje en la
composicioacuten de la roca
Explica que para las arenas consolidadas la conductividad teacutermica de la arena
saturada con salmuera es de 2 a 3 veces mayor que la conductividad teacutermica de
la arena seca Mientras que para las arenas no consolidadas las arenas saturas de
salmuera son de 6 a 8 veces la conductividad teacutermica de la arena seca
Los efectos de la variacioacuten de la temperatura en la conductividad teacutermica para
las arenas no consolidadas son relativamente pequentildeos y pueden ser evaluados
con una simple ecuacioacuten lineal igualmente los efectos de la variacioacuten de la
presioacuten La conductividad teacutermica de la roca seca es baja por el contacto entre
granos la fase mojante aumenta la conexioacuten y asiacute aumenta la conductividad
En las arenas es importante tambieacuten el efecto de la porosidad y la conductividad
de los soacutelidos aunque presenta menor importancia la conductividad tambieacuten es
afectada por el tamantildeo de granos forma y distribucioacuten permeabilidad y
resistividad eleacutectrica son los factores maacutes relacionados la conductividad
teacutermica pero solo en cuanto a otras propiedades como el tamantildeo de los poros
la forma y la tortuosidad que a su vez se relacionan con la conductividad
teacutermica
Desarrollaron un modelo matemaacutetico para predecir que la conductividad de
algunas rocas saturadas incrementa casi linealmente con el aumento de la fase
mojante y hay una gran disminucioacuten de la conductividad entre la saturacioacuten de
10
agua connata y el 100 por ciento de la saturacioacuten del fluido no mojante Chu
antildeadioacute el teacutermino de saturacioacuten en la ecuacioacuten
Maiquiza (2008) ldquoEstudio de recuperacioacuten mejorada de petroleo por
inyeccion de agua caliente en un yacimiento de crudos pesados de un campo
del oriente ecuatorianordquo
Se presenta el meacutetodo de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo por inyeccioacuten de
agua caliente ademaacutes incluye las propiedades teacutermica de las rocas y de los
fluidos y sus respectivas ecuaciones
Los mecanismos de recuperacioacuten de petroacuteleo en un yacimiento de crudos
pesados por inyeccioacuten de agua caliente se debe al mejoramiento de la movilidad
del petroacuteleo como resultado de la reduccioacuten de su viscosidad debido al
incremento de la temperatura durante el anaacutelisis del proyecto consiguioacute
mejorar la relacioacuten de movilidad de 7457 a la temperatura inicial del
yacimiento de 200ordmF a un valor de 3831 a una temperatura de 328ordmF Los
mecanismos de recuperacioacuten del crudo durante los procesos de recuperacioacuten
mejorada dependen de las propiedades que tenga el crudo es decir si se trata de
un crudo liviano pesado o extra-pesado Al mejorar la relacioacuten de movilidad
con la inyeccioacuten de agua caliente se consigue mejorar la eficiencia de
desplazamiento de 0512 a 0542 Un proceso de inyeccioacuten de agua caliente se
debe aplicar en yacimientos donde la viscosidad sea relativamente alta mayor a
50 Cp
Al realizar una comparacioacuten entre el modelo de inyeccioacuten convencional de agua
y la inyeccioacuten de agua caliente la eficiencia en la recuperacioacuten de petroacuteleo es un
poco menor del doble en la inyeccioacuten de agua caliente
Bricentildeo (2015) ldquoTransferencia de calor en los yacimientos petroleros y sus
ecuaciones de estadordquo
11
Las consideraciones generales para estudiar la transferencia de calor mediante
procesos teacutermicos son presioacuten porosidad espesor de la arena movilidad del
petroacuteleo Las propiedades teacutermicas maacutes importantes de los fluidos desde el
punto de vista teacutermico viscosidad densidad calor especiacutefico conductividad
teacutermica conductividad teacutermica de liacutequidos y gases conductividad teacutermica de
rocas capacidad caloriacutefica de rocas saturadas Trata la transferencia de calor
mediante la utilizacioacuten de calentadores de fondo (inyeccioacuten de fluidos calientes
y combustioacuten in situ) y los mecanismos de transferencia de calor en la
formacioacuten conduccioacuten y conveccioacuten
Doumat (2016) ldquoEvaluacioacuten de las propiedades teacutermicas del yacimiento no
consolidado campo Petrocarabobo de la Faja Petroliacutefera del Orinocordquo
El objetivo de este trabajo fue evaluar las propiedades teacutermicas del yacimiento
petroliacutefero no consolidado asociado del Campo Petrocarabobo de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco considerando las teacutecnicas de RMN y calorimetriacutea a fin
estudiar el comportamiento de la transferencia de calor en este yacimiento Se
realizoacute una comparacioacuten de los resultados obtenidos en un rango de temperatura
entre 50 y 200degC para el sistema de yacimiento con fluidos y para el sistema de
yacimiento sin fluidos evaluando la difusividad teacutermica el calor especiacutefico la
capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica
22 Bases teoacutericas
En las bases teoacutericas se describen principios definiciones y suposiciones que
sirven de soporte para evaluar la influencia de las propiedades teacutermicas
involucradas en el flujo de fluidos en el yacimiento mediante la transferencia de
masa (flujo de fluidos) y energiacutea al sistema (conduccioacuten de calor)
12
221 Yacimiento
Un yacimiento puede ser definido como una unidad geoloacutegica de volumen
limitado porosa y permeable capaz de contener hidrocarburos liacutequidos yo
gaseosos a traveacutes de la cual estos fluidos pueden desplazarse para ser
recuperados bajo presiones existentes o aplicadas externamente Estaacute
constituido por dos elementos fundamentales el medio recipiente y los fluidos
almacenados en ese medio Implica la correlacioacuten de dos aspectos baacutesicos para
la industria petrolera las consideraciones geoloacutegicas y las propiedades de los
fluidos contenidos en el yacimiento (Escobar 2004)
2211 Yacimientos consolidados
Son aquellos que por lo general tienen mayor cantidad de material cementante
que permite que el nivel de cohesioacuten entre los granos sea elevado es decir que
los granos esteacuten fuertemente compactados sumado al efecto de soterramiento
(Araujo 2004)
2212 Yacimientos no consolidados
Son aquellos que suelen tener poco material de matriz (material de
cementacioacuten) que mantenga unido los granos de arena y por lo general tambieacuten
se conoce con el nombre de arenas poco consolidadas constituidas por
formaciones terciarias joacutevenes (Araujo 2004)
222 Fluidos contenidos en los yacimientos
Las rocas de yacimiento contienen agua de formacioacuten petroacuteleo y gas siendo
los dos uacuteltimos fluidos compuestos orgaacutenicos (Carbono e Hidroacutegeno)
normalmente denominados hidrocarburos (Araujo 2004)
2221 Agua de formacioacuten
Es agua salada atrapada en los intersticios de los sedimentos de un yacimiento
durante su deposicioacuten Tambieacuten se conoce como agua intersticial o agua
connata El agua de formacioacuten resulta ser de 3 a 4 veces maacutes salina que el agua
de mar y contiene en promedio 35 en peso o 35000 ppm de Cloruro de
13
Sodio (NaCl) Entre los iones predominantes en las sales disueltas presentes en
las aguas de formacioacuten se encuentran Na+ K
+ Mg
++ Ca
++ Ba
++ Li
+ Cl
ndash
NO3ndash CO3
= HCO3
ndash y SO4
= (Araujo 2004)
2222 Hidrocarburos (Crudo)
Los hidrocarburos son compuestos formados por cadenas lineales o ramificadas
de carbonos unidas por enlaces de hidroacutegeno De acuerdo a las condiciones de
presioacuten y temperatura del yacimiento los hidrocarburos pueden encontrarse en
estado liacutequido o gaseoso Ademaacutes en el medio poroso de la roca el crudo
puede estar acompantildeado por trazas de oxiacutegeno nitroacutegeno azufre y ciertos
metales como el vanadio hierro niacutequel cobre entre otros (Bear 1972) Eacutestos
se clasifican en livianos medianos pesados y extra-pesados seguacuten sus dos
propiedades maacutes relevantes (densidad y gravedad degAPI) como se muestra en la
Tabla 21 (Araujo 2014)
Tabla 21 Gravedad API de los Hidrocarburos
Crudo Densidad
(gcm3)
degAPI
Extra-pesado gt 1 lt10
Pesado 10 - 092 1000 - 2230
Mediano 092 - 087 2230 - 3110
Ligero 087 - 083 3110 - 3900
Suacuteper Ligero lt 083 gt39
Fuente Araujo (2004)
223 Grados API
Es una escala de medicioacuten utilizada para hidrocarburos basaacutendose en su peso
especiacutefico es decir con relacioacuten al agua con la cual se define la calidad del
crudo (liviano mediano pesado extra-pesado) (PDVSA 2010)
224 Crudos Extra-pesados
El teacutermino se refiere a todo tipo de crudo cuya densidad medida en Gravedad
API es menor que 10degAPI es maacutes pesado que el agua y su viscosidad libre de
14
gas estaacute por debajo de los 10000 cP a temperatura de yacimiento y a presioacuten
atmosfeacuterica Posee ademaacutes un contenido aproximado de azufre de 35 y un
contenido de metales de aproximadamente 488 ppm (V Ni entre otros)
Debido a estas caracteriacutesticas el crudo extra-pesado tiene problemas de
movilidad tanto en el yacimiento como en la superficie
Tanto los crudos pesados como los extra-pesados se caracterizan entre otras
cosas por contener una elevada porcioacuten de fracciones de hidrocarburos de alto
peso molecular y tener un mayor contenido de heteroaacutetomos indeseables (S N
O entre otros)
En el oriente de Venezuela se encuentran las mayores reservas de este tipo de
crudo en el mundo depoacutesito conocido actualmente como Faja Petroliacutefera del
Orinoco En dicho depoacutesito las propiedades y calidades de los fluidos variacutean
considerablemente de norte a sur pudieacutendose encontrar hacia el norte crudos
pesados de unos 17degAPI y al sur crudos extra-pesados de hasta 4degAPI (Fiorillo
1987)
225 Recuperacioacuten Teacutermica
Proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las
acumulaciones subterraacuteneas (yacimiento) de compuestos orgaacutenicos con el
propoacutesito de producir hidrocarburos a traveacutes de los pozos
En el caso de petroacuteleos viscosos se utiliza calor para mejorar la eficiencia de
desplazamiento y su nivel de extraccioacuten La reduccioacuten de la viscosidad del
petroacuteleo que acompantildea al incremento de temperatura permite no solo que el
petroacuteleo fluya maacutes faacutecilmente sino tambieacuten resulta en una relacioacuten de movilidad
maacutes favorable durante te desplazamiento de petroacuteleo con agua (Bricentildeo 2015)
La figura 21 representa un ejemplo graacutefico de la viscosidad que puede
presentar un crudo en el yacimiento y la que adquiririacutea posteriormente al aplicar
15
alguacuten proceso teacutermico que le agregue un diferencial de temperatura extra al
yacimiento
Figura 21 Viscosidad del crudo vs Temperatura Fuente Puerta (2015)
Los beneficios obtenidos con los meacutetodos teacutermicos son la reduccioacuten de la
saturacioacuten del crudo residual a consecuencia de la expansioacuten teacutermica aumento
de la eficiencia areal por efecto de la mejora en la razoacuten movilidad destilacioacuten
con vapor y craqueo teacutermico
2251 Clasificacioacuten de los procesos de recuperacioacuten teacutermica
Los procesos teacutermicos de extraccioacuten utilizados hasta el presente se clasifican en
dos tipos aquellos que implican la inyeccioacuten de un fluido caliente en el
yacimiento y los que utilizan la generacioacuten de calor en el propio yacimiento A
estos uacuteltimos se les conoce como ldquoProcesos In Siturdquo entre los cuales cabe
mencionar el proceso de Combustioacuten In Situ Tambieacuten se pueden clasificar
como Desplazamientos Teacutermicos o Tratamientos de Estimulacioacuten Teacutermica
(Bricentildeo 2015)
22511 Inyeccioacuten de fluidos calientes
Los procesos de inyeccioacuten de fluidos calientes envuelven la inyeccioacuten de
fluidos previamente calentados en yacimientos relativamente friacuteos La variedad
de fluidos incluyen los maacutes comunes como el agua (tanto liacutequida como en
forma de vapor) y el aire hasta otros gases de combustioacuten y solventes (Bricentildeo
2015)
16
22512 Recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua caliente
La inyeccioacuten de agua caliente es un proceso teacutermico de desplazamiento es
probablemente el proceso teacutermico de recuperacioacuten maacutes simple y seguro En
algunos casos dependiendo de las caracteriacutesticas del yacimiento puede ser el
maacutes econoacutemico y ventajoso el proceso consiste en inyectar agua caliente a
traveacutes de un cierto nuacutemero de pozos y producir el petroacuteleo por otros Los pozos
de inyeccioacuten y produccioacuten se perforan en arreglos tal como en los procesos de
inyeccioacuten convencional de agua (waterflooding) o la inyeccioacuten continua de
vapor
La inyeccioacuten de agua caliente involucra el flujo de dos fases agua y petroacuteleo
En este sentido los elementos de la inyeccioacuten de agua caliente son
relativamente faacuteciles de describir ya que se trata baacutesicamente de un proceso de
desplazamiento en el cual el petroacuteleo es desplazado inmisciblemente tanto por
agua caliente como friacutea Se aplican a crudos relativamente viscosos
permitiendo asiacute mejorar las condiciones de desplazamiento desde yacimiento
hasta la superficie (Bricentildeo 2015)
Figura 22 Inyecciones de agua caliente Fuente Bricentildeo (2015)
226 Propiedades petrofiacutesicas de la roca
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la roca de yacimiento incluyen la permeabilidad y
la porosidad las cuales indican el comportamiento que puede describir la roca
al interactuar con los fluidos de yacimientos (Araujo 2004)
17
2261 Porosidad (120601)
La porosidad es una medida del espacio vaciacuteo existente entre granos dentro de
la roca expresada como una fraccioacuten (o porcentaje) del volumen total de la roca
Representa el porcentaje del volumen total de la roca que estaacute constituido por el
espacio poroso en la Tabla 22 se reportan algunos valores de porosidad de los
minerales que conforman los sistemas de yacimientos (Araujo 2004)
Tabla 22 Porosidad de los minerales de yacimientos
Material Porosidad
()
Arena 25 - 50
Limo 25 - 50
Arcilla 40 - 70
Basalto Fracturado 5 - 50
Dolomita 0 - 20
Roca Cristalizada Fracturada 0 - 10
Roca Cristalina Densa 0 - 5
Fuente Araujo (2004)
Los yacimientos con baja porosidad tienden a no ser explotables desde el punto
de vista econoacutemico siendo valores comunes de porosidad para formaciones
consolidadas entre 10 y 25 llegando hasta 50 o maacutes en arenas no
consolidadas (Araujo 2004)
2262 Permeabilidad (K)
La permeabilidad de un medio poroso es la habilidad que presenta eacuteste para
dejar pasar un fluido a traveacutes de sus poros interconectados yo red de fracturas
es decir es una caracteriacutestica de la roca Como la permeabilidad depende de la
continuidad de los poros no existe en teoriacutea una uacutenica relacioacuten entre la
porosidad absoluta de una roca y su permeabilidad (Araujo 2004)
2263 Saturacioacuten del fluido
Fraccioacuten del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes
(Araujo 2004) Se identifica Sw como saturacioacuten de agua y So saturacioacuten de
petroacuteleo
18
2264 Tapoacuten
Es una muestra de un nuacutecleo de arena no consolidada que es tomada de la
formacioacuten rocosa y que tiene forma similar a un cilindro empacada de tal
manera facilitando asiacute su manipulacioacuten y permitiendo el anaacutelisis experimental
de la misma (Araujo 2004)
227 Propiedades teacutermicas en los yacimientos
Las propiedades teacutermicas son de gran importancia debido a que son una parte
fundamental en el estudio de transporte de energiacutea en forma de calor en
sistemas roca-fluidos aplicado en la prediccioacuten de la explotacioacuten de
yacimientos petroliacuteferos Las propiedades maacutes importantes son las que se
describen a continuacioacuten
2271 Calor especiacutefico (Ce)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a una unidad por masa para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de correlaciones
o encontrarse tabulada Chevertenkov et al (2013) Su unidad de medida es
energiacutea en forma de calor entre unidad de masa por temperatura en escala de
laboratorio las unidades son JKg degC Se calcula con la siguiente ecuacioacuten
119862119890 = ((119872119907119888lowast119862119890119907119888)+(119872119905lowast119862119890119905lowast119879119894119905)))
119872119904lowast(119879119904minus119879119890) (Ec1)
Donde
Ce calor especiacutefico (JKg degC) Mvc masa del vaso calorimeacutetrico (Kg) Cevc
calor especiacutefico del vaso calorimeacutetrico (JKg degC) Mt masa del termoacutemetro
(Kg) Cet calor especiacutefico del termoacutemetro (JKg degC) Te temperatura (degC) y Ts
temperatura del soacutelido (degC)
2272 Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cv)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a la unidad de volumen para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de
correlaciones o encontrarse tabulada (Maiquiza 2008) Su unidad de medida es
19
energiacutea en forma de calor entre unidad de volumen por temperatura en escala
de laboratorio las unidades son (Jcm3degC) Su expresioacuten matemaacutetica
119862119907 = 120588 lowast 119862119890 (Ec2)
Donde
Cv capacidad caloriacutefica (Jcm3degC) ρ densidad (Kgcm3) Ce Calor especiacutefico
(JKg degC)
2273 Difusividad teacutermica (120630)
Esta determina la velocidad con la que se desplaza un frente de temperatura a
traveacutes del medio Chevertenkov et al (2013) Su unidad es medida es de aacuterea
entre tiempo a escala de laboratorio Las unidades son (m2s) Para obtener su
valor se emplea la siguiente ecuacioacuten
120572 = 119896
120588119862119890 (Ec3)
Donde
120572 difusividad teacutermica del material (m2s) K conductividad teacutermica
(JcmmindegC) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg
degC)
2274 Conductividad teacutermica (K)
Es una propiedad del material que indica la cantidad de calor transferida por
unidad de tiempo a traveacutes del material por unidad de aacuterea transversal normal un
gradiente unitario de temperatura bajo condiciones de estado estacionario y en
la ausencia de cualquier movimiento de fluido o partiacuteculas En general la
conductividad teacutermica de cualquier material variacutea con la presioacuten y la
temperatura En muchos caacutelculos de ingenieriacutea de yacimientos los valores
promedio sobre las condiciones esperadas son adecuados a menos que exista
un cambio de fase Prats (1987) Su unidad de medida es energiacutea en forma de
calor entre unidad de longitud por unidad de tiempo por temperatura en escala
20
de laboratorio las unidades son (JcmmindegC) Se calcula mediante la siguiente
operacioacuten
119870 = 120572 lowast 120588 lowast 119862119890 (Ec4)
Donde
K conductividad teacutermica (JcmmindegC) 120572 difusividad teacutermica del material
(m2s) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg degC)
22741 Conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se obtiene mediante una relacioacuten propuesta por Cragoe (ecuacioacuten 5) para
fracciones de petroacuteleos y mezclas de hidrocarburos en general
119870119900 =00677(1minus0000(119879minus32))
radicγo (Ec5)
Donde Ko conductividad teacutermica (BTUhrmiddotpiemiddotdegF) T temperatura (degF) γo
gravedad especiacutefica del petroacuteleo Posteriormente llevado a las unidades de labo-
ratorio
22742 Conductividad teacutermica del agua
Se obtiene a partir de una interpolacioacuten con los valores reportados en una
tabla en la paacutegina web de la faculta de ingenieriacutea de la Universidad de
Buenos Aires
21
Tabla 23 Valores de conductividad teacutermica del agua
228 Calorimetriacutea
La calorimetriacutea se basa en la medicioacuten del calor a traveacutes del principio en que
dos sustancias que inicialmente estaacuten a diferentes temperaturas buscaraacuten
estabilizarse teacutermicamente sin cambiar de fase o composicioacuten transfiriendo
calor dentro del sistema hasta alcanzar una temperatura de equilibrio esta se
puede realizar a traveacutes de un recipiente adiabaacutetico donde la energiacutea no puede
atravesar el sistema aunque este tipo de sistemas no existen en la realidad lo
maacutes parecido es un termo Un caloriacutemetro es una especie de olla con tapa
conserva bien el friacuteo y el calor (Fourty 2013)
Se usa la medicioacuten del calor para evaluar el calor especiacutefico (a traveacutes de la
ecuacioacuten 1) y una vez obtenido el calor especiacutefico a traveacutes de la calorimetriacutea se
puede determinar la capacidad caloriacutefica (mediante la ecuacioacuten 2) de una
sustancia soacutelida o liacutequida
229 Transferencia de calor
Es un proceso por el que se intercambia energiacutea en forma de calor entre
distintos cuerpos o entre diferentes partes de un mismo cuerpo que estaacuten a
distinta temperatura y fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a
regiones de bajas temperaturas El calor se transfiere mediante conveccioacuten
22
radiacioacuten o conduccioacuten Aunque estos tres procesos pueden tener lugar
simultaacuteneamente puede ocurrir que uno de los mecanismos predomine sobre
los otros dos (Bricentildeo 2015)
2291 Meacutetodos de transferencia de calor
Por definicioacuten calor es la energiacutea que se transfiere como resultado de una
diferencia o gradiente de temperatura Matemaacuteticamente es una cantidad
vectorial que fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a regiones de
bajas temperaturas (Maiquiza 2008) Los mecanismos baacutesicos de transferencia
de calor son
22911 Conduccioacuten
Es la transferencia de calor de una parte de un cuerpo a alta temperatura a otra
parte del mismo a menor temperatura o de un cuerpo a alta temperatura a otro
cuerpo a menor temperatura en contacto fiacutesico con eacutel La ley fiacutesica que
describe el calor por conduccioacuten se conoce como la primera Ley de Fourier
propuesta en 1822 (Bricentildeo 2015)
22912 Radiacioacuten
Es el proceso por el cual el calor es transferido por ondas electromagneacuteticas
(Bricentildeo 2015)
22913 Conveccioacuten
La transferencia de energiacutea en forma de calor se da desde una superficie hacia
un fluido (gas o liacutequido) en movimiento o del fluido en movimiento hacia la
superficie en contacto con eacutel o de una parte de fluido en movimiento a mayor
temperatura hacia otra parte del mismo fluido a menor temperatura Si el
movimiento del fluido se debe a la aplicacioacuten de alguna fuerza (bomba
abanico etc) se dice que existe conveccioacuten forzada Si el fluido se mueve por
diferencia de densidades debido a diferencias de temperaturas se dice que hay
conveccioacuten libre (Maiquiza 2008) Ejemplo flujo de agua caliente vapor que
condensa en direccioacuten del flujo
23
2210 Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN)
La RMN se basa en la respuesta de los nuacutecleos de hidroacutegeno cuando son
expuestos a un campo magneacutetico de alta homogeneidad Su principio fiacutesico
consta de un nuacutecleo de un elemento cuando es colocado bajo el efecto de un
campo magneacutetico este se puede alinear en la misma direccioacuten del campo o en
contra de eacutel diferenciaacutendose dos estados de energiacutea en donde el nivel de baja
energiacutea tambieacuten es denominado estado de equilibrio Debido a que la diferencia
entre ambos estados de equilibrio es muy pequentildea ciertas perturbaciones hacen
que los aacutetomos cambien faacutecilmente de un estado de energiacutea a otro (se crea una
situacioacuten de resonancia) emitiendo cierta cantidad de radiacioacuten en este proceso
siendo estas ondas lo que se capta en una herramienta de RMN lo cual
constituye el principio fiacutesico de su funcionamiento
El nuacutecleo de hidroacutegeno se puede considerar como una barra imantada cuyo eje
magneacutetico estaacute alineado con el eje del momento rotacional del nuacutecleo Cuando
no existe la influencia de ninguacuten campo magneacutetico los nuacutecleos estaacuten alineados
al azar El hidroacutegeno posee momento magneacutetico y es un elemento abundante
en los fluidos contenidos en el espacio poroso de las rocas Las herramientas de
RMN desarrolladas hasta ahora para la evaluacioacuten de formaciones son aplicadas
a la manipulacioacuten de nuacutecleos de hidroacutegeno el cual posee un solo protoacuten Grillo
et al (2014)
2211 Simulacioacuten de yacimientos
La simulacioacuten de yacimientos es una ciencia que combina la fiacutesica la
matemaacutetica la geologiacutea la ingenieriacutea de yacimientos y programacioacuten de
computadores para desarrollar herramientas que pronostiquen el
comportamiento de los yacimientos de hidrocarburos bajo diferentes
condiciones de operacioacuten (Sepuacutelveda 2005)
Esta ciencia es indispensable para obtener predicciones aproximadas del
desarrollo de un yacimiento Dicha necesidad nace del hecho que un proyecto
de recuperacioacuten de un campo de hidrocarburos involucra una inversioacuten de
24
cientos de millones de doacutelares y presenta varios riesgos que estaacuten asociados con
el desarrollo seleccionado y por tanto se precisa la evaluacioacuten y minimizacioacuten
de dichos riesgos Los factores que contribuyen al riesgo incluyen
Complejidad del yacimiento debido a las propiedades de
heterogeneidad y anisotropiacutea de las rocas
Variaciones regionales del flujo de fluidos y caracteriacutesticas de las
curvas de permeabilidades relativas
Complejidad del mecanismo de recobro de hidrocarburos
Aplicabilidad de otros meacutetodos predictivos limitados e inapropiados
22111 Etapas para la simulacioacuten de yacimientos
Para la creacioacuten de un modelo de simulacioacuten de yacimientos que permita
predecir el comportamiento del flujo de fluidos en el medio poroso se requiere
generar una representacioacuten del yacimiento a partir de datos geoloacutegicos
geofiacutesicos y de ingenieriacutea para crear el modelo estaacutetico Posteriormente integrar
esta informacioacuten geoloacutegica con la descripcioacuten de comportamiento
termodinaacutemico de los fluidos para estimar los voluacutemenes en sitio y finalmente
lograr aproximar el comportamiento del yacimiento a traveacutes de un modelo
dinaacutemico que permita evaluar distintos escenarios de explotacioacuten de las
reservas del yacimiento
En el modelo estaacutetico estaacute conformado por diversos sub-modelos los cuales se
trabajan por separado y luego se uniraacuten para formarlo
Modelo estructural este describe la geometriacutea del yacimiento como
fallas discontinuidad en las capas liacutemites del yacimiento
Modelo sedimentoloacutegico y estratigraacutefico caracteriacutesticas de la formacioacuten
productora liacutemites del yacimiento caracteriacutesticas del acuiacutefero ambiente
sedimentario predominante
25
Modelo petrofiacutesico contiene los datos de porosidad permeabilidad
volumen de arcilla saturacioacuten irreducible de agua y saturacioacuten de agua
movible (Sepuacutelveda 2005)
Modelo geomecaacutenico constituye una recoleccioacuten de los datos
necesarios para efectuar predicciones cuantitativas y cualitativas del
comportamiento esfuerzo-deformacioacuten de la roca yacimiento Estos
datos incluyen los esfuerzos presentes en el subsuelo la presioacuten de poro
las propiedades elaacutesticas la resistencia y la estructura de las rocas y
datos numeacutericos tales como la presencia de un intenso fracturamiento
natural (Cook 2016)
El modelo dinaacutemico se encarga de estudiar la hidraacuteulica de los fluidos
dentro del medio poroso el comportamiento de las presiones la
produccioacuten y el efecto de cada una de las variables involucradas en el
proceso permitiendo identificar el mejor escenario para la produccioacuten
eficiente del yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
Primero se identifican las condiciones iniciales y de frontera del modelo de
simulacioacuten luego se realiza una inicializacioacuten para reproducir las condiciones
originales de los fluidos presentes en el yacimiento posteriormente se ejecuta el
ajuste histoacuterico esto para comprobar la calidad del modelo una vez realizado
esto se puede llevar a cabo las respectivas predicciones del comportamiento del
modelo en el futuro (Sepuacutelveda 2005)
22112 Mecanismos de desplazamiento
Para obtener una descripcioacuten fiacutesica del yacimiento real es necesario conocer el
mecanismo de desplazamiento predominante (compresibilidad de la roca
liberacioacuten de gas en solucioacuten segregacioacuten de gas gravitacional empuje por
capa de gas y empuje hidraacuteulico) de acuerdo a esto el modelo debe representar
esta caiacuteda de presioacuten en el yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
26
22113 Propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades petrofiacutesicas se determinan en el laboratorio con pequentildeos
nuacutecleos obtenidos del yacimiento estas deben ser representativas del
yacimiento Para asegurar una mayor precisioacuten en estos datos se puede obtener
informacioacuten complementaria de estas propiedades Dicha informacioacuten la
proporcionan los registros geofiacutesicos y los anaacutelisis de prueba de presioacuten
Ademaacutes existen correlaciones numeacutericas para la obtencioacuten de estas
propiedades y pueden ser de utilidad en cuando no se tengan datos disponibles
(Sepuacutelveda 2005)
Los datos petrofiacutesicos que se necesitan para efectuar una simulacioacuten son
Porosidades
Permeabilidades
Saturaciones de agua petroacuteleo y gas
Presioacuten capilar entre diferentes interfaces
Permeabilidad relativa al agua petroacuteleo y al gas
Compresibilidad de la formacioacuten
22114 Propiedades PVT de los fluidos
Las propiedades de los fluidos son tambieacuten obtenidas en el laboratorio por
medio de muestras obtenidas de los pozos Para poder lograr una descripcioacuten
termodinaacutemica aceptable deben de realizarse tomas de muestras vaacutelidas y
representativas del fluido de yacimiento posteriormente someter las muestras a
condiciones de presioacuten volumen y temperatura que imiten las condiciones del
subsuelo para reproducir el comportamiento de los fluidos que permitan realizar
pronoacutesticos de produccioacuten durante la simulacioacuten numeacuterica (Sepuacutelveda 2005)
Las propiedades de los fluidos que generalmente se requieren en un trabajo de
simulacioacuten son
Factores de volumen del agua del petroacuteleo y del gas (Bw Bo Bg)
27
Relacioacuten de solubilidad del gas en el petroacuteleo y en el agua (Rso Rsw)
Viscosidades del agua del petroacuteleo y del gas (μw μo μg)
Compresibilidad del agua del petroacuteleo y del gas (Cw Co Cg)
Comportamiento de fases
Presioacuten de saturacioacuten
22115 Datos de produccioacuten
Cuando se trata de hacer un ajuste del modelo con la historia del yacimiento se
requieren conocer el meacutetodo de produccioacuten y la declinacioacuten de la presioacuten Estos
datos de produccioacuten que se necesitan para cada pozo se pueden desglosar en
los siguientes puntos
Flujo de petroacuteleo vs Tiempo
Flujo de gas vs Tiempo
Flujo de agua vs Tiempo
Presiones vs Tiempo
Ademaacutes es preciso contar con los iacutendices de productividad y si es el caso con
los iacutendices de inyeccioacuten de los pozos que integran el yacimiento En la praacutectica
generalmente se cuenta con un registro completo de la tasa de produccioacuten de
petroacuteleo de cada pozo pero no pasa lo mismo con los datos de produccioacuten de
gas y de agua cuya informacioacuten la mayoriacutea de las veces es limitada Por ello se
necesita que con los datos disponibles se elabore una graacutefica como la que se
presenta en la Figura 23 que permita interpolando obtener una informacioacuten
maacutes completa
28
Figura 23 Graacutefica tasas de fluidos en funcioacuten del tiempo (Sepuacutelveda 2005)
22116 Simulador de recuperacioacuten teacutermica
Este tipo de modelo se utiliza para simular el comportamiento de los
yacimientos sujetos a alguacuten proceso de recuperacioacuten mejorada por medio de
meacutetodos teacutermicos cuyo objetivo principal es proporcionar energiacutea caloriacutefica al
petroacuteleo con el fin de disminuir su viscosidad y de esta forma facilitar su flujo
hacia los pozos productores Este tipo de meacutetodos puede clasificarse en
Inyeccioacuten de fluidos calientes que pueden ser agua caliente o vapor
Combustioacuten en sitio
Calentamiento electromagneacutetico
Los simuladores que se emplean para este tipo de procesos son complejos
pues requieren el uso de correlaciones que describan las propiedades PVT de
los fluidos para n-componentes como funcioacuten de la presioacuten de la temperatura y
de la composicioacuten (Sepuacutelveda 2005)
22117 Descripcioacuten de la herramienta de simulacioacuten numeacuterica
Por sus siglas en ingleacutes ldquoComputer Modelling Grouprdquo (CMG) es una empresa
de simulacioacuten de yacimientos canadiense la cual cuenta con diferentes
softwares para la simulacioacuten de diferentes tipos de yacimientos
221171 BUILDERreg
Es el pre-procesador en 2D y 3D estaacute basada en MS-Windows que puede ser
usada para crear los datos de entrada dat (aset) para los simuladores los cuales
29
son IMEXreg GEMreg y STARSreg soportados por Builder Este cubre todas las
aacutereas de los datos de entrada en una interfaz sencilla para el usuario
incluyendo crear e importar celdas y propiedades de celda localizando pozos
importando los datos de produccioacuten o creando modelos de fluidos propiedades
roca-fluidos y condiciones iniciales A continuacioacuten se describe el empleado en
este trabajo
221172 STARSreg
Por sus siglas en ingleacutes ldquoSteam Thermal and Advanced Proceses Reservoir
Simulatorrdquo es el simulador pseudocomposicional utiliza valores-k teacutermico e
isoteacutermico quiacutemico y geomecaacutenico usados para analizar yacimientos
estimulados por quiacutemicos e ideal para modelar procesos de recuperacioacuten
avanzada que implica la inyeccioacuten de vapor solventes aire y quiacutemicos Su
cineacutetica de reaccioacuten robusta y capacidades geomecaacutenicas lo hacen el simulador
de yacimientos maacutes completo y flexible disponible en el mercado para modelar
los procesos de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo y gas
221173 RESULTSreg
Es un post-procesador donde se permite la visualizacioacuten y animacioacuten de los
resultados en 2D y 3D como graacuteficos y videos (CMG 2015)
2212 Sistema integral
Es aquel sistemas donde el valor de conductividad fue obtenido al estudiar un
tapoacuten saturado de fluidos (agua a saturacioacuten de agua residual y el resto del vo-
lumen poroso ocupado por petroacuteleo) es decir representa el sistema roca-fluido
evaluado como un elemento
2213 Sistema discreto
El escenario donde cada uno de los componentes del sistema (arena agua y
crudo) son estudiados por separado para obtener el valor de conductividad teacuter-
mica de cada elemento
30
2214 Modelo integral
Es aquel modelo que se genera en el simulador al introducir un uacutenico y mismo
valor de conductividad teacutermica para cada uno de los elementos presentes (flui-
dos y roca) Es decir la conductividades teacutermicas son iguales (Kr = Ko = Kw) y
es el valor obtenido del sistema integral
2215 Modelo discreto
Es aquel modelo que en el que se asigna el respectivo valor de conductividad
teacutermica a cada fase o elemento presente
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos
De los cuatro paraacutemetros teacutermicos propuesto para estudiar (calor
especiacutefico capacidad caloriacutefica volumeacutetrica difusividad teacutermica y
conductividad teacutermica) se realiza la introduccioacuten directa al simulador
de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y conductividad teacutermica e
indirectamente de calor especiacutefico y difusividad teacutermica ya que estos
valores son necesarios para la obtencioacuten de los paraacutemetros a introducir
El simulador solo admite el valor de capacidad caloriacutefica volumetriacutea de
la roca sin fluidos
Es importante acotar que para efecto del presente trabajo de
investigacioacuten se ha estudiado solo el caso de saturacioacuten de la muestra
con agua y petroacuteleo Por lo tanto no se hace referencia a las ecuaciones
ni keywords que representan a la fase gaseosa o soacutelida
Al realizar el estudio de RMN y calorimetriacutea para la obtencioacuten de los
paraacutemetros teacutermicos (del sistema no consolidado con fluido) la
muestra se encontraba a la saturacioacuten de agua y petroacuteleo inicial y no se
verificoacute si ocurrioacute alguna variacioacuten de la saturacioacuten del agua por efecto
del aumento de temperatura (evaporacioacuten) tampoco fue estudiado la
31
variacioacuten de los valores de paraacutemetros teacutermicos al realizar el aumento
de la saturacioacuten de agua (barrido de la prueba de desplazamiento)
consideraacutendose dicha variable en el caacutelculo de la conductividad total
del sistema
El simulador emplea las siguientes ecuaciones para el caacutelculo de
capacidad caloriacutefica total y de conductividad teacutermica total
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total
La capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total se calcula con STARSreg mediante una
ponderacioacuten (por volumen) de las capacidades caloriacuteficas de las fases presentes
en el sistema se introduce el valor de la capacidad de la roca y el valor de las
capacidades de los fluidos es calculado internamente por el simulador a partir
de los datos PVT donde calcula los calores especiacuteficos que obtiene a traveacutes de
las entalpias y lo multiplica por los valores de densidad Se calcula mediante la
siguiente ecuacioacuten
119862119907119905119900119905119886119897 = (1ndash 120593119907) middot 119862119907119903 + 120593119891 (119878119908 middot 119862119907119908 + 119878119900 middot 119862119907119900) (Ec6)
Doacutende
119862119907119903 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca 119862119907w capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica del agua 119862119907119900 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica del petroacuteleo 120593119907
corresponde a la porosidad del vaciacuteo (soacutelido maacutes fluidos) 120593119891 corresponde a la
porosidad de los fluidos (fluidos solamente)
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total
Para el caacutelculo de la conductividad teacutermica total THCONMIX existen 3
meacutetodos o ecuaciones que se utilizan para mezclar las conductividades teacutermicas
de la roca y de las fases Las opciones de mezclado afectan los valores de
conductividad teacutermica de la roca y fases A continuacioacuten se presentan las
opciones que posee el simulador para realizar este caacutelculo
32
221612 Simple
Al habilitar esta opcioacuten se pueden introducir los valores de forma integral
(asignando el mismo valor de conductividad a los elementos presentes en este
caso roca thconr agua thconw y crudo thcono) para especificar una
conductividad teacutermica constante (independiente de la porosidad saturacioacuten y
temperatura) Este escenario resulta apropiado cuando la conduccioacuten teacutermica no
aporta de manera significativa al proceso de recuperacioacuten por ej casos a
escala de campo con gradientes de temperatura modestas entre bloques
De lo contrario para el caso de los modelos discretos se asigna el respectivo
valor de conductividad de cada elemento (rocas y fases)
La ecuacioacuten de mezclado ponderada por volumen SIMPLE de la
conductividad teacutermica es
119870119898119894119909 = 120593119891(119870119908119878119908 + 119870119900119878119900) + (1 minus 120593119907)119870119903 (Ec7)
Doacutende
119870119908 conductividad teacutermica del agua 119870119900 conductividad teacutermica del petroacuteleo 119870119903
conductividad teacutermica de la roca
221613 Complex
La palabra clave COMPLEX especifica el mezclado de las conductividades
teacutermicas de la roca y las fases Al contrario que el caso Simple se requiere
especificar las respectivas propiedades teacutermicas para cada fase presente
Mezcla no lineal
Las conductividades teacutermicas se ponderan mediante uso de la correlacioacuten de
Anand (1973) El valor de la conductividad teacutermica de la mezcla de liacutequido-
roca (kLminusr) se expresa de la siguiente manera
33
kLminusr = (So ko+Sw kw)
(So+Sw)lowast
(kr
(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)028minus0757lowastlog10emptyminus0057lowastlog10(
kr(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)
(Ec8)
221614 Temper
La opcioacuten TEMPER especifica el tipo de mezclado COMPLEX con una
correccioacuten de temperatura adicional Somerton (1974) realiza una correccioacuten
por efecto de temperatura En el simulador STARSreg esta modificacioacuten se
puede realizar despueacutes de calcular el valor de la conductividad teacutermica de la
mezcla de liacutequido-roca La unidad de κ se expresa en Jm-diacutea-degK y la unidad de
temperatura es (degK)
k = kLminusr ndash17524x10minus5(TndashTr)( kLminusr ndash 119616)kLminusrminus064kLminusr(18 lowast 10minus3 middot T)minus36784lowast10minus6lowast kLminusr
(Ec9)
Donde
T valor de la temperatura respectivo a cada espacio de tiempo (degK) Tr
temperatura de referencia (degK)
Temperatura que corresponde a los siguientes datos de entrada
1 Datos de densidad liacutequida (MOLDEN MASSDEN o MOLVOL)
2 Datos de entalpiacutea de la fase liacutequida y fase gas (CPL1 CPG1 etc)
3 Capacidad de formacioacuten de calor (ROCKCP)
4 Datos de conductividad (thconr thconw thcono)
Esta opcioacuten de dependencia de temperatura se considera obsoleta y ha sido
reemplazada efectivamente por la palabra clave THCONTAB
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB)
Es una opcioacuten que se encuentra en la misma ventana donde se ingresa los
valores de conductividad de cada fase (ver la parte inferior de la figura 414) Al
habilitarla permite seleccionar si los valores de conductividad a ingresar son
isotroacutepicos o anisotroacutepicos Al seleccionar la opcioacuten conductividad isotroacutepica
34
permite especificar los valores de conductividad de roca agua petroacuteleo gas y
soacutelido (Kr Kw Ko Kg y Ks) correspondiente a cada valor de temperatura
considerando que conserva la misma magnitud en cualquier direccioacuten Al
seleccionar la opcioacuten conductividad anisotroacutepica permite ademaacutes de especificar
los valores de conductividad en las direcciones i j k de cada fase a una
respectiva temperatura se puede considerar la variacioacuten de la magnitud en las
distintas direcciones espaciales
No se puede usar las palabras claves THCONMIX TEMPER con esta
opcioacuten Si solamente hay una fila la conductividad teacutermica no variacutea con la
temperatura Las entradas de temperatura deben colocarse en orden creciente y
espaciada de manera uniforme
Al habilitar THCONTAB se especifica valores de la roca y de todos los
fluidos esto anula y reemplaza los valores especificados por las palabras claves
thconr thconw y thcono
35
CAPIacuteTULO III
AacuteREA DE ESTUDIO
31 Descripcioacuten del aacuterea de estudio
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco
La Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se encuentra localizada en el aacuterea central
de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela y se extiende entre los estados
Monagas Anzoaacutetegui y Guaacuterico a unos 450 Km de Caracas Distrito Capital de
la Repuacuteblica Como puede observarse en la figura 31 en la actualidad se
encuentra dividida en cuatro (4) aacutereas de produccioacuten denominadas Boyacaacute
Juniacuten Ayacucho y Carabobo con una extensioacuten total de 55314 Km2 (de los
cuales 11555 Km2 se encuentran bajo produccioacuten de crudo extra-pesado) y
limita al sur con el riacuteo Orinoco (Puerta 2015)
Figura 31 Faja Petroliacutefera del Orinoco Fuente Puerta (2015)
36
312 Aacuterea de Carabobo
El aacuterea correspondiente a Carabobo consiste en una franja que se extiende
desde el sureste del Estado Anzoaacutetegui cubriendo toda la parte meridional del
estado Monagas con una longitud de alrededor de 160 Km por unos 45 Km de
ancho Como puede apreciarse en la Figura 32 el aacuterea Carabobo limita al norte
con las llanuras surentildeas del estado Monagas al sur con el riacuteo Orinoco al este
con el estado Delta Amacuro y al oeste con el aacuterea Ayacucho de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco (Puerta 2015)
Figura 32 Aacuterea de Carabobo y sus liacutemites territoriales Fuente Puerta (2015)
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas
El aacuterea de Carabobo forma parte del flanco sur de la cuenca sedimentaria
oriental de
Venezuela Eacutesta es una cuenca asimeacutetrica cuyo eje mayor va en direccioacuten este-
oeste su origen se remonta al periacuteodo Paleozoico y que en los periacuteodos
siguientes fue adquiriendo su configuracioacuten actual completaacutendose desde el
Terciario hasta el presente (Puerta 2015)
La Cuenca Oriental de Venezuela constituye la segunda cuenca petroliacutefera en
importancia para el paiacutes entre las cuatro existentes y estaacute delimitada hacia el
norte por la Cordillera de la Costa al sur por el Macizo Guayaneacutes al este por la
37
plataforma del Delta del Orinoco y al oeste por el lineamiento de El Bauacutel tal y
como se puede apreciar en la figura 33
Figura 33 Cuencas Petroliacuteferas de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela Fuente Puerta
(2015)
314 Estratigrafiacutea regional
La columna estratigraacutefica de Carabobo comienza con un complejo iacutegneo-
metamoacuterfico de edad pre-caacutembrica que se constituye como Basamento Le
sigue en contacto discordante la Formacioacuten Oficina de edad Mioceno Inferior a
Medio con sus cuatros miembros como son Morichal Yabo Jobo y Piloacuten
siguiendo la Formacioacuten Freites de edad Mioceno Superior y por uacuteltimo las
Formaciones Las Piedras-Mesa que corresponden al Plioceno-Pleistoceno y que
no es posible diferenciarlas en el aacuterea (Puerta 2015)
315 Miembro Morichal
Es el maacutes profundo de todos representado por una secuencia de arenas
transgresivas cuarzosas de color marroacuten de grano medio con pobre
escogimiento poco consolidadas intercaladas con capas de lutitas y limolitas
con presencia de intervalos de carboacuten Hacia la base del intervalo existen arenas
masivas poco consolidadas asociadas a un ambiente fluvial donde pueden
encontrarse espesores importantes mientras que en la seccioacuten media y superior
38
se observan arenas intercaladas con lutitas y limolitas con presencia de
carbones que fueron depositados en un ambiente deltaico en el que los
espesores de arena son menores Hacia el este de Carabobo el miembro
Morichal se va reduciendo hasta desaparecer y acuntildearse contra el Alto de
Uverito El contacto inferior es discordante con el basamento iacutegneo-
metamoacuterfico al sur y con el Cretaacutecico al norte y concordante en el tope con el
miembro Yabo de la misma formacioacuten (Puerta 2015)
A continuacioacuten se muestra en la figura 34 la columna estratigraacutefica tipo para el
aacuterea de Carabobo presentado en profundidad y edad geoloacutegica
Figura 34 Configuracioacuten Estructural Fuente Archivos de Petroindependencia SA
En cuanto a la configuracioacuten estructural se interpreta mediante informacioacuten
siacutesmica que consiste en un suave e irregular homoclinal fallado de rumbo este-
oeste a norestesuroeste con un buzamiento general al norte-noroeste con un
aacutengulo que oscila entre 2ordm y 4ordm Fallas de tipo normal afectan principalmente al
basamento y la parte inferior de la Formacioacuten Oficina por lo que se interpreta
que eacutestas se originaron antes de la sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y
se reactivaron con cada evento tectoacutenico que ocurrioacute desde el Mioceno hasta el
presente asiacute como tambieacuten se formaron nuevas fallas que afectan uacutenicamente la
secuencia sedimentaria El fallamiento principal tiene orientacioacuten noreste-
39
suroeste y buzamientos al suroeste y sureste Tambieacuten se observan algunas
fallas de orientacioacuten noroeste-sureste esteoeste y norte-sur con buzamientos de
orientacioacuten variable Las fallas del basamento se formaron antes de la
sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y se reactivaron con cada evento
tectoacutenico que ocurrioacute al norte de Venezuela entre las placas Caribe y
Sudameacuterica desde el Mioceno al presente asiacute como tambieacuten se formaron
nuevas fallas que solo afectan a la secuencia sedimentaria El desplazamiento
vertical de las fallas que afectan el basamento y la parte inferior de la secuencia
sedimentaria variacutea de 50 a 200 pies (Puerta 2015)
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas
Los principales yacimientos del aacuterea de Carabobo corresponden a las unidades
inferior medio y superior del miembro Morichal de la Formacioacuten Oficina
dicha seccioacuten posee desde 200 hasta 1100 pies de espesor a lo largo de toda el
aacuterea Estas arenas fueron originadas de las tierras altas de Guayana al Sur del
Orinoco en donde los riacuteos que fluiacutean hacia el norte arrastraron las arenas y
fueron depositadas como una sucesioacuten de canales fluviales deltas y ambientes
marinos someros La zona maacutes profunda Morichal Inferior es un depoacutesito
fluvial de arenas que por lo general presenta una orientacioacuten Norte-Sur
Morichal Medio por su parte es una unidad de arena de origen fluvio-deltaico
que se acuntildea hacia la zona central de las aacutereas sur y noreste La unidad Superior
es una seccioacuten de arena deltaica a marino somera que predomina en las aacutereas
sur y este de Carabobo En el caso de los miembros Jobo y Piloacuten eacutestos tambieacuten
poseen acumulaciones de hidrocarburos importantes pero se consideran como
secundarias en el aacuterea de la empresa mixta (Puerta 2015)
40
CAPIacuteTULO IV
MARCO METODOLOacuteGICO
41 Tipo de la investigacioacuten
La modalidad de la investigacioacuten cumple con las caracteriacutesticas del tipo
evaluativo
Seguacuten el autor (Zapata 2013) define
ldquoProceso sistemaacutetico disentildeado intencional y teacutecnicamente de recogida de
informacioacuten valiosa vaacutelida y fiable orientado a valorar la calidad y los logros
de un programa como base para la posterior toma de decisiones de mejora tanto
del programa como del personal implicado y de modo indirecto del cuerpo
social en el que se encuentra inmersordquo
En esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten numeacuterica
con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un sistema en el
que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y continua para a
su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y calorimetriacutea
para determinar dichas propiedades teacutermicas
42 Disentildeo de la investigacioacuten
La investigacioacuten se fundamenta bajo los principios de un disentildeo experimental
Seguacuten el autor Arias (2012) define
41
ldquoEl disentildeo experimental es aquel donde el investigador manipula una variable
experimental no comprobada bajo condiciones estrictamente controladas Su
objetivo es describir de queacute modo y porque causa se produce o puede
producirse un fenoacutemeno Busca predecir el futuro elaborar pronoacutesticos que una
vez confirmados se convierten en leyes y generalizaciones tendentes a
incrementar el cuacutemulo de conocimientos pedagoacutegicos y el mejoramiento de la
accioacuten educativardquo
Entonces al realizar los distintos tipos de simulaciones con los respectivos
anaacutelisis de sensibilidad se estaacute realizando experimentos con el fin de evaluar la
influencia del fenoacutemeno fiacutesico de transferencia de calor mediante el simulador
STARSreg alimentado por los datos obtenidos de pruebas de laboratorio
utilizando mediciones de propiedades teacutermicas de un sistema continuo y
discreto para la prediccioacuten del comportamiento del yacimiento al aplicar
meacutetodos de recuperacioacuten mejorada
43 Procedimiento metodoloacutegico
El presente estudio estaacute conformado en esencia por cinco fases las cuales a su
vez se componen internamente en diferentes etapas que cumplen con funciones
vitales para alcanzar de manera eficaz el objetivo general de la investigacioacuten
En la Figura 41 es posible observar el avance del estudio de acuerdo a sus (5)
fases
42
Figura 41 Fases de la metodologiacutea aplicada
431 Revisioacuten bibliograacutefica
En esta fase se llevoacute a cabo una revisioacuten bibliograacutefica necesaria para la
compresioacuten y realizacioacuten de la investigacioacuten todo relacionado a los meacutetodos de
recuperacioacuten teacutermicos simulacioacuten numeacuterica de yacimientos y paraacutemetros
teacutermicos
El material bibliograacutefico consultado comprende publicaciones libros revistas
y manuales teacutecnicos de diversas fuentes nacionales e internacionales como
PDVSA PDVSA-INTEVEP SPE SCHLUMBERGER entre otros Trabajos
especiales de grado de universidades nacionales como la UCV LUZ y UNEF e
internacionales como la USCO y EPN tambieacuten aportaron valiosa informacioacuten
Ademaacutes fue indispensable el estudio de manuales y guiacuteas como los de
FEDUPEL para la redaccioacuten y metodologiacutea de redaccioacuten del trabajo y CMG del
cual se obtuvieron las instrucciones para el uso de la herramienta y las
ecuaciones que emplea el simulador
43
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten
A continuacioacuten se presentan los procedimientos ejecutados por (Doumat 2016)
donde se obtuvieron los datos necesarios para alimentar el simulador por ello
se presenta una explicacioacuten amplia de todo el proceso
Preparacioacuten del tapoacuten para la simulacioacuten fiacutesica
El tapoacuten fue tomado directamente de cortes de nuacutecleos pertenecientes al Campo
Petrocarabobo utilizando un cilindro metaacutelico para la toma de muestra estos
estaban a una presioacuten de yacimiento de 1400 psi Se trabajoacute con nuacutecleos
uniformes que no estuviesen agrietados ya que las grietas son consideradas
una alteracioacuten del medio poroso debido a que es un espacio donde se puede
almacenar fluido y no es natural del sistema En la Tabla 41 informacioacuten de la
muestra tomada
Tabla 41 Valores de las dimensiones de las muestra a estudiar
Profundidad
(Pies)
Longitud
(cm)
Diaacutemetro
(cm)
Aacuterea
(cm3)
3117 415 376 1110
Antes de ser sometida a las pruebas la muestra debe ser sometida a la presioacuten de
confinamiento empleando para ello un sistema coreholder (celda topes manga
de vitoacuten) como se muestra en la Figura 42 El sistema se coloca dentro de la
celda de confinamiento se antildeade agua hasta cubrirlo completamente y se
acopla la rosca superior de la celda Luego a traveacutes de la bomba de inyeccioacuten
automaacutetica (tipo jeringa modelo Teledyne Isco 500D) se comienza a
proporcionar presioacuten mediante el llenado de la celda con el fluido de
confinamiento (agua) hasta alcanzar el valor deseado (en este caso 1400 lpc) y
una vez alcanzado este valor se detiene la bomba y se retira la muestra de la
celda
44
Figura 42 Sistema para confinamiento de muestras de roca no consolidadas Fuente Intevep
SA Centro de Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
Una vez confinadas la muestra se empaqueta con material termoencogible (ya
que no ejerce influencia sobre los resultados obtenidos en las pruebas
realizadas) Para esto fue necesario cortar un pedazo del material en forma
ciliacutendrica de aproximadamente 5 cm de longitud y 4 cm de diaacutemetro el material
se adaptoacute al tapoacuten con ayuda de un soporte metaacutelico que se ajustoacute al tamantildeo de
la muestra a empaquetar (Figura 43)
Figura 43 Proceso completo de empaque de muestras Fuente PDVSA-Intevep
La dimensioacuten de este cilindro de muestra (tapoacuten) se debe ajustar al
portamuestra (coreholder o celda triaxial) del simulador fiacutesico de yacimientos
45
en el que posteriormente se realizaraacuten las etapas de desplazamiento de fluidos
(maacuteximo 70 cm de longitud por 37 cm de diaacutemetro)
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para RMN
Una vez preparados los tapones se definieron las condiciones de ensayo (T2
TAU min diff y Ns) las cuales se establecieron a partir de pruebas empleando
la teacutecnica de RMN en el equipo RMN-Maran DRX 2 (Figura 44) a fin de
obtener los valores de difusividad teacutermica del sistema en consideracioacuten
Donde
T2 Es el tiempo de relajacioacuten necesario para reorientar los protones en la
direccioacuten del campo magneacutetico perturbador (90deg-180deg)
TAU (τ) Es el tiempo secuencial necesario para el reenfoque de los protones en
el plano transversal en el que se encuentran desorientados
Miacutenimo coeficiente de difusioacuten (min diff) Es el tiempo miacutenimo requerido para
visualizar la curva de difusioacuten
Numero de barridos (Ns) Nuacutemero de veces que el equipo recorre la muestra
Tiempo de corrida (Tc) Tiempo que el equipo tarda en escanear la muestra
En la determinacioacuten de estos paraacutemetros se utilizoacute como punto de apoyo los
valores reportados por Halliburton (2001) para cada variable (ANEXO A) En
la Tabla 42 se reportan los valores de las variables que se establecieron en las
pruebas de RMN con los cuales se logroacute determinar de forma oacuteptima los
tiempos de ejecucioacuten para la metodologiacutea
Tabla 42 Condiciones empleadas en la teacutecnica de RMN
T2 (ms) TAU min Diff (m2sec x 10
9) Ns Tc (min)
100 - 500 85 025 20 141
46
Figura 44 Resonador Maran Ultra DRX 2 Fuente PDVSA-Intevep
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para calorimetriacutea
Una vez realizadas las pruebas de RMN se realizaron pruebas para definir los
demaacutes paraacutemetros teacutermicos empleando la teacutecnica de calorimetriacutea con el fin de
obtener la temperatura de equilibrio (Te) y posteriormente determinar el calor
especiacutefico y la capacidad caloriacutefica Para ejecutar esta teacutecnica se necesitoacute un
vaso teacutermico una termocupla (marca thermoline) agua destilada y el tapoacuten del
yacimiento petroliacutefero los cuales se muestran en la Figura 45
Figura 45 Instrumento para la realizacioacuten de la prueba calorimeacutetrica Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de las propiedades teacutermicas
Definidas las condiciones de ensayo para las teacutecnicas de RMN (para la
obtencioacuten directa de difusividad teacutermica) y calorimetriacutea (obtencioacuten de calor
47
especiacutefico al aplicar la ecuacioacuten 1) se estimaron los otros fenoacutemenos teacutermicos
asociado a la muestra tapoacuten capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al multiplicar el
calor especiacutefico por la densidad y la conductividad teacutermica producto de la
multiplicacioacuten de la difusividad la densidad y el calor especiacutefico Se generoacute
una ecuacioacuten por cada muestra representativa para cada propiedad teacutermica lo
que sirvioacute finalmente para interpolar cada paraacutemetro teacutermico en el rango de
temperatura estudiado (50degC ndash 200degC) saturado y no saturado de fluidos Se
observoacute una graacutefica de cada fenoacutemeno teacutermico en funcioacuten del rango de
temperatura
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados
con fluidos
Para la estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas de yacimientos
petroliacuteferos no consolidados con fluido (agua de formacioacuten y crudo pesado) se
evaluacuteo el efecto de la temperatura
Temperatura en las pruebas de evaluacioacuten teacutermica se consideroacute las
temperaturas de 50 100 120 y 200 degC Ese cambio de temperatura genera una
variacioacuten considerable en la viscosidad del crudo al igual que en las
propiedades teacutermicas de los sistemas de yacimientos
Presioacuten las pruebas ejecutadas fueron realizadas a la presioacuten atmosfeacuterica
Saturacioacuten de agua residual se trabajoacute a condicioacuten real del yacimiento con un
Swirr entre 85 garantizando la saturacioacuten de agua de formacioacuten lo maacutes
similar a la del yacimiento
Luego de obtenidos los datos se procedioacute a realizar una graacutefica en Excel de los
paraacutemetros teacutermico en del caso no consolidado asociado a Petrocarabobo
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados sin
fluidos
48
Para poder estimar las propiedades asociadas a no consolidados sin fluidos se
ejecutaron los pasos descritos anteriormente que se realizaron para la muestra
saturada pero previamente el tapoacuten fue sometido a un proceso de limpieza para
eliminar los residuos de crudo y fluidos de perforacioacuten Mediante un equipo de
extraccioacuten Soxhlet o Dean-Stark (Figura 46) Utilizando los solventes
adecuados para remover hidrocarburos y extraccioacuten de sales del agua de
formacioacuten
Figura 46 Equipo de limpieza de muestras Dean-Stars A) antes de la limpieza de muestra y B)
durante la limpieza de muestras
Despueacutes de limpiar el tapoacuten se determinaron las propiedades teacutermicas bajo estas
condiciones a fin de conocer la influencia que ejerce la composicioacuten
mineraloacutegica de la formacioacuten Se evaluacuteo el efecto de la temperatura a
condiciones de yacimiento
Determinacioacuten de la conductividad teacutermica de los fluidos
Se determinoacute con la ecuacioacuten 5 la conductividad del petroacuteleo y con la Tabla 23
la conductividad del agua
Determinacioacuten de propiedades petrofiacutesicas
49
Un paso fundamental consiste en la estimacioacuten del volumen poroso porosidad
y permeabilidad absoluta al aire empleando el equipo CMS 300 automatizado
Este sistema obtiene los valores de voluacutemenes porosos basaacutendose en la Ley de
Boyle [P][V] = constante para una presioacuten de confinamiento dada El
procedimiento consiste en ingresar al sistema la cantidad de muestras a medir
junto con las caracteriacutesticasidentificacioacuten de cada una de ellas (longitud
diaacutemetro y peso) Indicando la presioacuten a la cual se realizaraacuten las mediciones los
resultados obtenidos son volumen poroso porosidad permeabilidad al aire y
permeabilidad corregida por efecto Klinkenberg
Preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica
La preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica consistioacute en la disolucioacuten de
sales inorgaacutenicas (Bicarbonato de sodio Sulfato de Sodio Cloruro de Sodio
Cloruro de Calcio di-hidratado Cloruro de Magnesio hexa-hidratado
Carbonato de Sodio Cloruro de Potasio y Cloruro de Bario di-hitradatado) en
agua destilada Primeramente se burbujeoacute el agua destilada con dioacutexido de
carbono (CO2) para evitar la precipitacioacuten de sales Posteriormente se realiza a
una agitacioacuten constaste burbujeando Dioacutexido de Carbono para evitar la
precipitacioacuten de carbonatos evitando la perdida de condiciones oacuteptimas de
disolucioacuten (Carrero 2011)
44 Caracterizacioacuten de los fluidos
Formulacioacuten de la salmuera
Se prepararon dos litros de salmuera para los cuales fue necesaria la siguiente
cantidad de sales que se muestran en la Tabla 43 en el orden que se presentan
para que no se precipite ninguacuten compuesto
50
Tabla 43 Composicioacuten de la salmuera
Sal Cantidad (g)
NaHCO3 813
Na2SO4 001
NaCl 3107
CaCl2x2H2O 176
MgCl2x6H2O 263
Na2CO3 000
KCl 000
BaCl2x2H2O 036
Densidad del agua de formacioacuten
Para determinar la densidad del agua de formacioacuten asociada al campo
Petrocarabobo se usoacute el densiacutemetro DMA 35N Antoacuten Paar (Figura 47) la
teacutecnica consiste en introducir el agua de formacioacuten en un capilar (en este caso a
una temperatura de 80 ordmC) y de forma automaacutetica arroja el valor de la densidad
en gcm3 y la temperatura de medicioacuten en degC
Figura 47 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 35N Fuente PDVSA-Intevep
Viscosidad del crudo extra-pesado
Para determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030
(figura 48) que opera por medio de la rotacioacuten de un cilindro el cual se
sumerge en el material a analizar midiendo la resistencia de esta substancia a
una velocidad seleccionada La muestra de crudo fue integrada al sistema
51
automaacutetico de medicioacuten y el equipo realizoacute la medicioacuten de la viscosidad en un
rango de temperatura de 40 ndash 264 degC arrojando valores de viscosidad en cP
para cada valor de temperatura
Figura 48 Retrovisco RV 2030 MARCA HAAKE Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de curvas de permeabilidad relativa
Esta metodologiacutea consiste en realizar una prueba a condiciones de yacimiento
(presioacuten temperatura y velocidad de flujo) una prueba que reproduzca la
manera coacutemo se mueven los fluidos en el yacimiento de forma tal que se
puedan ajustar los paraacutemetros necesarios a fin de obtener una reproduccioacuten maacutes
real de las propiedades de interaccioacuten roca fluido presente en los yacimientos
Mediante este meacutetodo se efectuacutea el desplazamiento de los fluidos a traveacutes del
medio poroso de acuerdo al meacutetodo no estacionario (dinaacutemico) el cual
considera el desplazamiento de un fluido por otro (Araujo 2004)
Las pruebas de desplazamiento de fluidos en medio poroso se realizan en
tapones de roca real (arena) de yacimiento limpios instalados en una celda
porta-nuacutecleos tipo Hassler colocada en un horno a la temperatura de trabajo (en
este estudio 68 degC) El sistema se denomina simulador fiacutesico de yacimientos y
52
consta de una celda porta-nuacutecleos dos cilindros de tipo pistoacuten (contenedores de
fluidos agua y crudo) dos bombas de inyeccioacuten tipo jeringa (una para confinar
a presioacuten constante y otra para inyeccioacuten a tasa constante) un sistema de
transductores de presioacuten vaacutelvulas y horno para mantener todo el sistema a la
temperatura de trabajo ver Figura 49
Figura 49 Diagrama de un simulador fiacutesico de yacimientos Fuente Intevep SA Centro de
Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
El procedimiento seguido se detalla a continuacioacuten (Figura 410)
Inyeccioacuten de agua de formacioacuten hasta saturacioacuten 100 del medio poroso y
estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P1) para el caacutelculo de la permeabilidad
al agua a la temperatura de trabajo en cada caso
Etapa de drenaje primario Inyeccioacuten de petroacuteleo a tasa de flujo de referencia
constante (005 cm3min) hasta estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P2) y
se contabiliza el volumen maacuteximo de agua recuperado Se determina la
53
permeabilidad efectiva al petroacuteleo (Ko) a condicioacuten de saturacioacuten de agua
irreducible (Swi)
Etapa de imbibicioacuten Inyeccioacuten de agua de formacioacuten a tasa de flujo de
referencia constante y recoleccioacuten de voluacutemenes de fluido producido (crudo y
agua) en diferentes etapas (menor a mayor volumen) registrando en cada
oportunidad el diferencial de presioacuten correspondiente (de acuerdo al siguiente
esquema P3 P4 P5 P6 etc) Se determina la permeabilidad efectiva al agua
(Kw) a condicioacuten de saturacioacuten de petroacuteleo residual (Sor)
Figura 410 Esquema del procedimiento experimental para la determinacioacuten de curvas de
permeabilidad relativa por el meacutetodo de estado no estacionario Fuente Diacuteaz (2014)
Para la generacioacuten de las curvas de permeabilidad relativa mediante el meacutetodo
convencional se analizaron los datos obtenidos de acuerdo a la metodologiacutea de
caacutelculo denominada modelo hiacutebrido (MDC) que combina caacutelculos matemaacuteticos
que abarcan el meacutetodo JBN (comportamiento de flujo fraccional) y el uso de
correlaciones de Willie y Corey amp Asociados Maacuterquez et al (2014) tanto para
54
el proceso de drenaje como imbibicioacuten de manera de obtener las curvas de
permeabilidades relativas para cada muestra de yacimiento estudiada
Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de
permeabilidad relativa
Entre los aspectos destacables se puede resumir que adicional al efecto
principal que incide en la disminucioacuten de la viscosidad del petroacuteleo al
aumentar la temperatura se evidencioacute tambieacuten reduccioacuten de la saturacioacuten
residual de petroacuteleo (Sor) aumento de la saturacioacuten de agua irreducible (Swi)
desplazamiento del punto de cruce (Krw=Kro Sw) a valores mayores de
saturacioacuten de la fase mojante (agua) y disminucioacuten de la Ko (permeabilidad
efectiva al crudo) Figura 411
La condicioacuten de mojado inferida muestra que las arenas analizadas tienden a ser
maacutes afines por el agua a medida que la temperatura aumenta
Figura 411 Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de permeabilidad relativa
para muestras del Campo Petrocarabobo
Elaboracioacuten del modelo de simulacioacuten en Starsreg
A partir de este punto se explica una serie de procedimientos realizados para la
construccioacuten de los modelos numeacutericos para simular una prueba de
desplazamiento con agua caliente a nivel laboratorio se definieron las matrices
55
de sensibilidades donde se evaluaron los paraacutemetros teacutermicos de forma discreta
e integral
45 Uso de Starsreg
Una vez recolectado los valores petrofiacutesicos los paraacutemetros teacutermicos y
evaluados los fenoacutemenos de interaccioacuten roca fluido se procedioacute a organizar los
datos en el orden que deben ser introducidos en el simulador El simulador
numeacuterico empleado es Starsreg de CMG siendo requerido para su utilizacioacuten el
reconocimiento de su interfaz y de los datos requeridos para su ejecucioacuten asiacute
como la justificacioacuten de la realizacioacuten de las pruebas descritas y de otros
valores suministrados en campo
La herramienta Builder de CMG se empleoacute como un pre-procesador para la
construccioacuten de la malla considerando unidades de laboratorio y porosidad
singular la fecha inicial del proyecto es el 10 de octubre del 2018 hasta el 21 de
agosto y se considero un modelo de fluidos Black Oil de dos fases
451 Construccioacuten del mallado
Se escogioacute el sistema de mallado cartesiano por lo que las dimensiones
ciliacutendricas de la muestra (Tabla 44) debioacute ser convertida a una geometriacutea
cartesiana equivalente (paralelepiacutepedo) con las dimensiones que indica la Tabla
45 respetando los valores de aacuterea transversal y de longitud en este caso el
aacuterea del circulo fue trasformada a la de un cuadrado como se muestra la Figura
412
Tabla 44 Dimensiones de la muestra en forma de cilindro
Dimensiones del cilindro
Diaacutemetro (cm) Aacuterea (cm2) Altura (cm) Volumen (cm
3)
376 111 416 4613
56
Figura 412 Transformacioacuten del aacuterea transversal para la construccioacuten del mallado
Establecimiento de tamantildeo y cantidad de las celdas para el mallado se
colocaron 50 celdas en direccioacuten I 1 celda en direccioacuten J 1 celda en direccioacuten
K cuyas dimensiones se muestran en la Tabla 45
Tabla 45 Dimensiones de las celdas del mallado
Informacioacuten
de las celdas
Direccioacuten Volumen
Total I J K
Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo
M 18 50 00831 1 33322 1 33322 461356
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades de la Tabla 46 fueron colocadas en la seccioacuten de ldquoArray
Propertyrdquo estas fueron suministradas por PDVSA-Intevep obtenidas a traveacutes de
la realizacioacuten de las pruebas descritas anteriormente en los laboratorios de
interaccioacuten roca-fluido
Tabla 46 Informacioacuten petrofiacutesica de la muestra
Propiedades Petrofiacutesicas
Tope de la arena (cm) 0
Espesor de la arena (cm) 333
Porosidad () 3789
Permeabilidad (mD) (I J K) 410417
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca
En esta seccioacuten se encuentran tres pestanas donde se realiza en suministro de
los datos teacutermicos requeridos por el modelo estas pestantildeas son
compresibilidad de la roca
57
Figura 413 en la que se incorporan los valores de compresibilidad de la roca y
de la presioacuten de poro de referencia
Figura 413 Ventana para ingresar los datos de compresibilidad de la roca y presioacuten de
porosidad de referencia
En la pestantildea de propiedades teacutermicas se suministran los valores de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se selecciona el tipo de mezclado para la
conductividad se aplica o no la herramienta de la tabla de dependencia de
temperatura para la conductividad teacutermica Thcontab y se especifica que se
considera una conductividad teacutermica isotroacutepica
Figura 414
58
Figura 414 Ventana de las propiedades teacutermicas
En la figuraFigura 415 se muestra la pestantildea de peacuterdida de calor por las rocas
adyacentes en la que se indica que no hay peacuterdidas de calor especificando que
las rocas suprayacente e infrayacente no poseen la propiedad de conductividad
teacutermica (valor cero) ni capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
Figura 415 Ventana de las peacuterdidas de calor por las rocas adyacentes
Se considera propiedades teacutermicas isotroacutepicas en las distintas direcciones (I J
K) ya que no se disponen de informacioacuten de laboratorio que permita concluir lo
contrario
59
Las conductividades teacutermicas isotroacutepicas dependientes de la temperatura se
definen mediante una tabla como se puede ver en la Tabla 47 La primera
columna se refiera a la temperatura T (C|F) las columnas thconr thconw y
thcono
Tabla 47 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo discreto
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0023083 0387300 0068139
60 0019678 0391200 0067761
70 0017184 0396000 0067383
80 0015281 0400000 0067005
90 0013778 0403200 0066626
100 0012559 0405600 0066248
110 0011550 0407200 0065870
120 0010700 0408000 0065492
130 0009973 0408000 0065114
140 0009344 0407200 0064736
150 0008794 0405600 0064357
Para el modelo integral como se observa en la tabla 48 se asignoacute el mismo va-
lor a todas la fases a la misma temperaturas obtenido de las pruebas experimen-
tales de la muestra saturada estos valores de conductividad aumenta proporcio-
nalmente con la temperatura
Tabla 48 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo integral
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0003150 0003150 0003150
60 0005700 0005700 0005700
70 0008350 0008350 0008350
(Tr) 80 0011100 0011100 0011100
90 0013950 0013950 0013950
100 0016900 0016900 0016900
110 0019950 0019950 0019950
120 0023100 0023100 0023100
60
130 0026350 0026350 0026350
140 0029700 0029700 0029700
150 0033150 0033150 0033150
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad
Una vez estudiadas todas las ecuaciones que emplea el simulador para el
caacutelculo de la conductividad y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica se realizoacute
una validacioacuten comparando los valores arrojados por las ecuaciones
programadas con las graacuteficas de los archivos de salida del simulador para ello
se utilizoacute como herramienta Microsoft Excel
454 Seccioacuten de componentes
Se especificoacute que la muestra se encontraba saturada por dos fluidos (agua y un
pseudocomponente de crudo muerto) se les asignaron los valores de peso
molecular densidad y viscosidad para el resto de las propiedades se asignoacute
ldquo0rdquo de esta manera el simulador asigna los valores por defecto que se muestran
en la Tabla 49
Tabla 49 Valores por defectos del simulador
4541 Densidades
El valor de la densidad del agua fue suministrada a 80degC (temperatura de
referencia) La densidad del crudo fue calculada en los laboratorios de PVT con
el densiacutemetro digital Anton Paar modelo DMA 4500M (figura 416) el rango
61
de temperatura considerado esta entre 40 y 60 degC por las limitaciones del
equipo posteriormente el valor a 80degC fue obtenido mediante extrapolacioacuten En
la figura 417 se muestra los valores los valores de densidad introducidos en
Starsreg para la simulacioacuten
Figura 416 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 4500M Fuente PDVSA-
Intevep
Figura 417 Ventana para insertar la densidad de los fluidos
4542 Viscosidades de la fase liacutequida
El valor de densidad del agua fue proporcionado por la Empresa Mixta para
determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030 En la
62
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura se presenta
los valores de viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura a ser
ingresados en el simulador y la respectiva Curva de la viscosidad del crudocurva de
la viscosidad del crudo se ilustraen la Figura 418 En cuanto a la viscosidad del
agua es un valor constante y las viscosidades de la fase gaseosa no se habilito
esta seccioacuten ya que no se considera fase gaseosa presente en el medio
63
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura
64
Figura 418 Curva de la viscosidad del crudo
4543 General
Los valores de referencia son las condiciones de trabajo al usar en el caso de la
temperatura estaacute pautado por la temperatura en la que se empleoacute el densiacutemetro
y la presioacuten de referencia de los laboratorios de PDVSA-Intevep En la Figura
419 se muestran los valores introducidos en el simulador
65
Figura 419 Ventana de la seccioacuten de componentes para introducir los valores de referencia en
la subseccioacuten general
46 Seccioacuten de Roca-fluido
Se emplearon las curvas de permeabilidad relativas obtenidas de las pruebas
desplazamiento realizadas en los laboratorios de interaccioacuten Roca-Fluido de
Pdvsa-Intevep utilizando tapones del aacuterea de estudio
66
Figura 420 Curva de permeabilidad
47 Seccioacuten de condiciones iniciales
En esta etapa se introducen las condiciones de yacimientos de presioacuten y
temperatura a las que fueron ejecutadas las pruebas de desplazamiento la
Figura 421 No se asignoacute contactos entre fluidos para garantizar que al inicio
haya soacutelo petroacuteleo en el yacimiento
67
Figura 421 Ventana de la seccioacuten de condiciones iniciales se muestra el valor de presioacuten y
profundidad de referencia suministrada al simulador
48 Seccioacuten numeacuterica
Se especifican los paraacutemetros utilizados en la simulacioacuten numeacuterica de las
ecuaciones involucradas en el flujo de fluidos (paraacutemetros de convergencia
constantes numeacutericas meacutetodos de solucioacuten discretizacioacuten y convergencia) Se
realizaron las modificaciones siguientes para tres paraacutemetros especiacuteficos
colocando los valores siguientes
Tabla 411 Modificaciones en la seccioacuten numeacuterica
Keyword Valor Definicioacuten
DTWELL 001min Tamantildeo de intervalo de primer paso de tiempo
NEWTONCYC 30 Cantidad de iteraciones para obtener la solucioacuten
NCUTS 15 Maacuteximos intervalos de cortes
49 Seleccioacuten de pozos y datos recurrentes
El modelo estaacute conformado por dos pozos un pozo inyector situado en la celda
(1 1 1) y un pozo productor celda (50 1 1) ambos pozos inician su
funcionamiento el 10-10-2018 a 000 min hasta los 2880 min
Pozo Inyector tipo Mobweight explicit
68
Para este modelo sencillo donde se inyecta un solo fluido que no es vapor y no
ocurren cambio de fases en el proceso de inyeccioacuten es indiferente que tipo de
pozo inyector se seleccione pues no afecta los caacutelculos del modelo
Restricciones (Constrains) en la ventana de constrains del pozo inyector se
muestra que los paraacutemetros empleados fueron la presioacuten de fondo y la tasa
de inyeccioacuten y ambos aplicados con la accioacuten de CONT la cual implica que
la accioacuten a tomar en caso de una violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten
operativa en este liacutemite y continuar con la simulacioacuten
Figura 422 Ventana de constrains del pozo inyector
Fluido inyectado a continuacioacuten en la Figura 423 Ventana para
descripcioacuten del fluido de inyectado se muestra las caracteriacutesticas como
composicioacuten y temperatura del fluido inyectado
69
Figura 423 Ventana para descripcioacuten del fluido de inyectado
Pozo Productor
Se cargoacute un archivo (fhf) para adjuntar el ldquohistoacuterico de produccioacutenrdquo y cargar
los eventos de los pozos inyector y productor Este archivo se realiza a partir de
un documento (txt) contiene las informacioacuten de produccioacuten de la prueba de
desplazamiento con un formato especiacutefico que contiene fecha final nombre del
archivo ldquoProduction Data Field History Fiel fecha inicial numero de variables
a utilizar los nombres de la variables y las unidades de esas variables el
nuacutemero de pozos y sus nombres luego se coloca el valor de cada variable con
respecto a la fecha
En la Figura 424 se muestra el (fhf) que fue utilizado en el modelo en el que
se cargoacute la informacioacuten de tasas de petroacuteleo agua y liquido en el pozo
productor y de tasa de inyeccioacuten de agua en el pozo inyector en unidades de
laboratorio en el tiempo que alliacute se indica en el formato de (antildeo-mes-
diaThoraminseg)
70
Figura 424 Histoacuterico de produccioacuten empleado para el modelo
Restricciones (Constrains) en la Figura 425 se muestra que el
paraacutemetro empleado fue el de la tasa de produccioacuten de liacutequido con la
accioacuten de CONT la cual implica que la accioacuten a tomar en caso de una
violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten operativa en este liacutemite y
continuar con la simulacioacuten
71
Figura 425 Ventana de constrains del prozo productor
410 Dato de salida IO Control
Se especificaron los paraacutemetros teacutermicos y variables que se requieren como
datos de salida eacutestas son las variables que se podraacuten graficar para estudiar con
la herramienta Results Graph de CMG objetivo del anaacutelisis del trabajo
Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (HEATCAP)
Conductividad teacutermica de la formacioacuten (roca + fluidos)
(THCONDUCT)
Conductividad teacutermica de la roca (THCOMPRE)
Temperatura (TEMP)
Viscosidad del petroacuteleo (VISO)
Saturacioacuten de agua (Sw)
411 Sensibilidades
En la tabla 51 se observan los valores miacutenimos y maacuteximos permitidos por el
simulador STARSreg tambieacuten el valor representativo de valores de
conductividad para cada fase a 25degC Adicionalmente se antildeadieron los valores
de conductividad a la temperatura de referencia obtenido por las pruebas
experimentales todos estos valores fueron los empleados para el estudio de
sensibilidad de conductividad teacutermica Anaacutelogamente en la tabla 53 se
72
observan los valores que especifica el manual del simulador como valores
miacutenimos y maacuteximos tambieacuten valores representativos de capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica Los valores representativos de conductividad y de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica del simulador se emplearon para comparar con los
valores obtenidos en el laboratorio y analizar la diferencia en el valor tiacutepico de
arenas consolidadas como lo indica el simulador y las arena no consolidadas
como es nuestro caso de estudio
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total
Se realizaron corridas con el modelo laquoDiscreta Complexraquo variando los valores
de conductividad teacutermica de la roca petroacuteleo y agua) y graficando en la celda
(25 1 1) los valores de conductividad total y la temperatura para los tres
valores asignados (valor miacutenimo valor maacuteximo y valor a tr) en el estudio por
separado de cada elemento para determinar cuaacutel es el elemento que mayor
impacto causa en la temperatura
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
Se empleoacute el modelo laquoDiscreta Complexraquo para graficar la conductividad
teacutermica capacidad caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del
tiempo especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y (49 1 1)
para estudiar el efecto de los paraacutemetros teacutermicos en las diferentes celdas con el
valor de conductividad que mayor variacioacuten causa en la temperatura con
respecto al modelo base
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
Se realizaron corridas con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontabraquo e
laquoIntegral Complex Thcontabraquo realizando variaciones en los valores de
capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca (Cvr) en la celda (25 1 1) los
valores asignados fueron los valores maacuteximo miacutenimo y el correspondiente de
las pruebas a la temperatura de referencia
73
412 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
A traveacutes de los modelo laquoDiscreta Complexraquo y laquoDiscreta Complex con
Thcontabraquo se realiza una comparacioacuten del valor de la conductividad teacutermica
total del sistema de un modelos discretos y por otro lado habilitando la opcioacuten
Thcontab
413 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
Por medio de los modelos laquoIntegral Complexraquo e laquoIntegral Complex con
Thcontabraquo se estudia la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en el
modelo integral
414 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
laquoDiscreta Complexraquo y laquoIntegral Complexraquo En la Figura 514 se pueden
comparar los valores de conductividad teacutermica considerando el modelo
cargando de forma discreta e integral
415 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontab raquo e laquo Integral Complex con
Thcontabraquo se realiza la comparacioacuten de los valores conductividad teacutermica total
y conductividad teacutermica de la roca de los modelos
74
CAPIacuteTULO V
ANALISIS DE RESULTADOS
51 Sensibilidades
A continuacioacuten se presentan los resultaron de las sensibilidades de los modelos
empleados para el estudio de la conductividad teacutermica y de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica
En la tabla 51 se presenta los valores finales de la conductividad teacutermica del
agua roca y petroacuteleo para cada una de las sensibilidades estos valores son los
experimentales de conductividad teacutermica con los valores de conductividad
teacutermica que el simulador sentildeala como representativos y poder hacer una
comparacioacuten del rango de valores y similitud para estimar si se encuentra en un
valor correspondiente de su respectivo elemento Para ello se llevoacute los valores
obtenido a temperatura de 80degC a una temperatura de 25degC El valor
experimental de conductividad de la roca se encuentra por debajo del valor
sugerido lo que se debe a que el valor de conductividad teacutermica de las arenas no
consolidadas son menores a los valores de conductividad teacutermica de las arenas
consolidadas que representa el valor de conductividad teacutermica del valore
representativo que estipula el simulador
75
Tabla 51 Valores de conductividad teacutermica de STAR y obtenido experimentalmente
En la tabla 52 se observar las sensibilidades realizadas para la conductividad
teacutermica cada elemento
Tabla 52 Sensibilidades de la conductividad teacutermica
Sensibilidades Kr Ko Kw
1 Valor maacuteximo Valor a Tr Valor a Tr
2 Valor a Tr Valor maacuteximo Valor a Tr
3 Valor a Tr Valor a Tr Valor maacuteximo
4 Valor miacutenimo Valor a Tr Valor a Tr
5 Valor a Tr Valor miacutenimo Valor a Tr
6 Valor a Tr Valor a Tr Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr Valor a Tr Valor a Tr
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua
Como se observa en la Figura 51 se realizan el modelo base y las
sensibilidades 3 y 6 es decir la variacioacuten de los valores de la conductividad en
la fase acuosa se observoacute poca variacioacuten en la temperatura una diferencia de
056 degC y error de 064 para kw = 000010 JcmmindegC y diferencia de 075
degC y error de 092 para kw = 6944578 JcmmindegC con respecto a los valores
del modelo base La temperatura de la celda disminuye muy poco a medida que
se le aumenta el valor de conductividad del agua El mayor error relativo que
alcanza la conductividad teacutermica al aplicar kw = 000010 JcmmindegC es de
047 mientras que al aplicar kw = 6944578 JcmmindegC es de 5769
(ANEXO C)
76
Figura 51 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del agua en la temperatura
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se realiza el modelo base y las sensibilidades 2 y 5 y se observa que entre la
curva de la temperatura para ko = 000010 JcmmindegC y la curva de
temperatura del modelo base se observa una diferencia de 016 degC y error de
019 por ser valores cercanos visualmente ocurre un solapamiento entre
ambas curvas de temperatura caso contrario al comparar la curvas de
temperatura del modelo base con la curva de temperatura de ko = 6944578
JcmmindegC presenta una diferencia de 082 degC y error de 1 Al aumentar los
valores de conductividad teacutermica de la fase oleica es poca la disminucioacuten de la
temperatura de la celda El mayor error relativo que alcanza la conductividad
teacutermica al aplicar ko = 000010 JcmmindegC es de 029 mientras que al
aplicar ko = 6944578 JcmmindegC es de 6213 (ANEXO C)
77
Figura 52 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del petroacuteleo en la temperatura
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca
Se comparan el modelo base y las sensibilidades 1 y 4 Se recurrioacute a una graacutefica
del tipo logariacutetmica para representar los valores de conductividad total ya que
los valores introducidos afectan notablemente la temperatura con una diferencia
de 474 degC y error de 570 para kr = 000010 JcmmindegC y una diferencia de
164 degC y error de 198 para kr = 6944578 JcmmindegC y pueden causar un
cambio de conductividad teacutermica final en la celda de para kr = 000010
JcmmindegC diferencia de 004 JcmmiddotmindegC y error de 099 para kr =
6944578 JcmmindegC diferencia de 319 JcmmiddotmindegC y error de 9881
(ANEXO C)
78
Figura 53 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la temperatura
Basado en lo observado se puede inferir que es la fase solida de la roca causa
maacutes variacioacuten en la temperatura 570 al realizarle la variacioacuten en los valores
de conductividad teacutermica de la roca especiacuteficamente en kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC este
comportamiento se puede atribuir a la ecuacioacuten aplicada y al valor de
conductividad irreal de conductividad teacutermica empleada ya que es 3647 veces
mayor al valor tiacutepico Mientras la variacioacuten de la conductividad teacutermica en los
fluidos tuvieron un similar comportamiento que no representaban una
influencia marcada en la temperatura arrojando un error relativo gt1 (ANEXO
C) Al aumentar los valores de conductividad teacutermica la temperatura de la celda
disminuye lo que es coherente ya que contribuye a la propagacioacuten del calor
pero afecta en mayor escala a este caso En el ANEXO B se presenta con maacutes
detalle los valores en los que oscilan las curvas de conductividad teacutermica y la
temperatura final que se alcanza respectivamente Acotando que en general
ocurre un aumento de la conductividad durante el proceso de inyeccioacuten de agua
caliente y que aquellas conductividades teacutermica que presentan una leve
disminucioacuten con el aumento de la temperatura son las sensibilidades 2 y 6 lo
79
cual se debe a la disminucioacuten de la saturacioacuten de crudo que en el caso de ko =
6944578 JcmmindegC el cual es la conductividad teacutermica con mayor valor Por
otro lado en kw = 000010 JcmmindegC ocurre que el menor valor corresponde
a la conductividad teacutermica del agua la cual aumenta su saturacioacuten y como la
conductividad teacutermica total se basa en una ecuacioacuten de ponderacioacuten por
volumen hace que el valor de conductividad teacutermica total tienda a la
conductividad con el mayor volumen
La sensibilidad de la conductividad teacutermica de la roca afecta inversamente a la
temperatura como a la capacidad caloriacutefica obtenieacutendose asiacute una curva de
mayor capacidad caloriacutefica al introducir el menor valor de conductividad de la
roca y viceversa figura 54
Figura 54 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
En la Figura 55 se observa como el aumento de la conductividad incrementa el
avance del agua proporcionalmente al disminuir la conductividad aumenta la
temperatura lo cual ayuda a la disminucioacuten de la viscosidad del crudo y
aumentado la movilidad y beneficiando la extensioacuten de la saturacioacuten de agua en
la celda
80
Figura 55 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en el avance de
inyeccioacuten de agua
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
En las Figura 56 y 57 se graficaron la conductividad teacutermica capacidad
caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del tiempo al aplicar la
sensibilidad 4 especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y
(49 1 1) donde se observa como el frente de agua trae consigo el aumento de
la temperatura la capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica siento el maacutes
afectado la celda (2 1 1) la cual es la celda maacutes proacutexima al pozo inyector ya
que es por medio del cual se inyecta el agua caliente
81
Figura 56 Saturacioacuten y capacidad de kr = 000010 JcmmindegC
Figura 57 Temperatura y conductividad de kr = 000010 JcmmindegC
82
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
En la tabla 53 se observa que existe una diferencia entre el valor representativo
del simulador que trae por defecto a 25degC y el valor experimental extrapolado a
25degC apreciaacutendose que el valor de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
experimental es mayor por lo que establece que las arenas no consolidadas
requieren mayor cantidad de energiacutea en forma de calor para aumentar la
temperatura
Tabla 53 Valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de STAR y obtenido experimentalmente
Nombre Keyword
Valor
miacutenimo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
maacuteximo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
representativo
para STAR a
25degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 80degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 25degC
(Jcm3degC)
Capacidad
Caloriacutefica
Volumeacutetrica
de la roca
Rockcp 0 100 23470 18513 37598
En la tabla 54 se observar las sensibilidades realizadas para la capacidad caloriacute-
fica volumeacutetrica
Tabla 54 Sensibilidades de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca
Sensibilidades Cvr
7 Valor maacuteximo
8 Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr
Al graficar el modelo base y las sensibilidades 7 y 8 se observa en la Figura 58
(izquierda) que la saturacioacuten del agua es mayor al usar la sensibilidad 8 de la
Tabla 54 es decir el menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cvr = 0
Jcm3degC) el modelo base tiene un comportamiento semejante debido a la
cercaniacutea de sus valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica caso contrario al
introducir la sensibilidad 7 de la Tabla 54 (Cvr = 100 Jcm3degC) pues este caso
presenta una curva que muestra un suave incremento luego de los 246 minutos
83
de iniciar la inyeccioacuten En la Figura 58 (derecha) se representan tres rectas casi
constantes producto de introducir los valores de la tabla 53 en la ecuacioacuten 6 su
comportamiento de recta horizontal se debe a la poca variacioacuten de capacidad
caloriacutefica con respecto al incremento de temperatura Por otro lado en la Figura
59 (izquierda) se aprecia la variacioacuten de la temperatura y que el miacutenimo valor
de capacidad arroja como resultado un abrupto aumento de la temperatura de la
celda seguida por la curva del modelo base y por uacuteltimo la curva de maacuteximo
valor de capacidad demostrando que solo aumenta la temperatura de la celda
hasta 714degC lo cual se debe a que el aumento de la temperatura estaacute asociado a
la saturacioacuten de agua y la sensibilidad que obtenga una mayor saturacioacuten
obtendraacute tambieacuten una mayor temperatura y viceversa Con respecto a la
conductividad teacutermica al introducir el mayor valor de capacidad caloriacutefica
demostroacute ser la curva con un aumento de pendiente casi vertical los primero
minutos del desplazamiento consecuencia de incremento de saturacioacuten se agua
y luego de los 900 minutos tiende a un valor constante de 0039 JcmmiddotmindegC
mientras las otras dos curvas muestran un aumento al inicio del proceso y
alcanza un punto criacutetico en el minuto 64 decayendo hasta los 400 minutos
alcanzando en ese punto un menor valor de conductividad teacutermica la
sensibilidad del menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
84
Figura 58 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex
Thcontab
85
Figura 59 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad de
la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex Thcontab
Las Figura 510 y 511 muestran graficas similares a las Figura 58 y Figura 59
del modelo cargado con valores de forma integral se obtienen las mismas
observaciones en la saturacioacuten tanto para la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y
temperatura Sin embargo en el paraacutemetro de la conductividad teacutermica
presentan curvas que incrementan a medida que la temperatura aumenta
Debido a que la variacioacuten de la saturacioacuten no afecta el valor de conductividad
total como consecuencia de la restriccioacuten de aumentar con la temperatura por
medio de la herramienta Thcontab para todas las fases con el mismo valor
86
Figura 510 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex
Thcontab
87
Figura 511 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad
de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex Thcontab
52 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
En la Figura 512 se puede observar la contraposicioacuten de estudiar la
conductividad teacutermica total del sistema de un modelos discretos introduciendo
un solo valor constante de la conductividad para cada fase respectiva y por otro
lado habilitando la opcioacuten Thcontab que permite especificar la variacioacuten de las
conductividades de cada fase con respecto a la variacioacuten de la temperatura y
ademaacutes permite la opcioacuten de graficar la curva de conductividad de la roca la
cual es decreciente al transcurrir el tiempo y el aumento de la temperatura Al
comparar ambas curvas de conductividad teacutermica total se puede distinguir una
curva creciente que pertenece valores constantes de conductividad teacutermica para
cada fase mientras que la curva que emplea Thcontab se compone de tres
tendencias ambas curvas muestran al inicio un crecimiento pronunciado debido
al aumento de la saturacioacuten del agua la curva con Thcontab una segunda
88
seccioacuten que muestra un decrecimiento luego de un punto criacutetico a los 64
minutos y luego a partir de los 400 minutos una seccioacuten de valores contantes
que presenta un ligero incremento sin embargo las curvas solo presentan una
diferencia en promedio de 0000183 JcmmiddotmindegC y un error de 05
Figura 512 Contraste entre la conductividad total de un modelo discreto Complex y un modelo
discreto Complex con Thcontab
53 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
En la Figura 513 se expone la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en
el modelo integral Complex La conductividad teacutermica total del sistemas al
introducir los valores contantes de conductividad (Curva 1) se describe una
conductividad constante en el tiempo con una recta de pendiente cero con el
mismo valor que se introdujo en el simulador cada fase con el mismo valor de
conductividad y por balance de masa incrementar la saturacioacuten de agua
disminuye proporcionalmente la saturacioacuten de petroacuteleo mantenieacutendose
constante la porosidad lo cual indica un mismo valor volumeacutetrico de roca en la
89
ecuacioacuten de volumen ponderado que calcula la conductividad teacutermica total
quien arroja el mismo resultado en cada paso de tiempo Mientras que al
habilitar la opcioacuten Thcontab es igualmente asignando el mismo valor de
conductividad teacutermica para todas las fases pero indicando la variacioacuten con la
temperatura se permite observar que la conductividad teacutermica de la roca y la
total del sistemas presentan unas curvas solapadas que incrementan con el
transcurrir del tiempo
Anaacutelogamente estas curvas son iguales por el balance de materiales el aumento
de la curva se debe a la variacioacuten de los valores de conductividad a traveacutes del
tiempo seguacuten indica la tabla Thcontab Al comparar ambas curvas de
conductividad teacutermica total se observa una diferencia de 00002163
JcmmiddotmindegC y un error de 19 (ver ANEXO D)
Figura 513 Contraste de la conductividad total de un modelo integral Complex y la
conductividad total y de la roca de un modelo integral con Thcontab
90
54 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
En la Figura 514 se pueden comparar los valores de conductividad teacutermica
considerando el modelo cargando de forma discreta e integral La capacidad
caloriacutefica y la saturacioacuten no se ven afectadas por el tipo de modelo que se
emplee la temperatura al contrario si representa una diferencia de 102 entre
los minutos 400 y 800 En el modelo discreto la conductividad es 345 veces
mayor al modelo integral mantenieacutendose este en el valor contante de 0011100
JcmmiddotmindegC y por el contrario el modelo discreto iniciando en 00293004
JcmmiddotmindegC y ascendiendo hasta el valor de 0038362 JcmmiddotmindegC esto se debe
que aunque el simulador emplea la ecuacioacuten 8 con los valores de conductividad
de cada elementos (roca agua y petroacuteleo) constantes a traveacutes del tiempo pero
las saturaciones variacutean a traveacutes del tiempo eacutestos cambios en las saturaciones
hacen que la conductividad teacutermica total ascienda tendiendo a la conductividad
de quien incrementa su saturacioacuten eacuteste es el caso del agua y la cual posee una
conductividad mayor Ambas curvas tienen una diferencia de 0022731
JcmmiddotmindegC y un error de 672 (ANEXO E)
91
Figura 514 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad capacidad caloriacutefica temperatura
y saturacioacuten total de un modelo discreto Complex con un modelo integral Complex
55 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Aunque ambos modelos (integral y discreto) fueron ejecutados con Thcontab lo
que permite para ambos casos graficar la conductividad teacutermica de la roca solo
se graficoacute para el modelo discreto (Figura 515) ya que al realizar un modelo
integral la conductividad teacutermica de la roca es la misma que la conductividad
teacutermica total y ambas curvas se solapan En el modelo discreto se aprecia que
la conductividad teacutermica de la roca disminuye al transcurrir del tiempo donde
ocurre el aumento de temperatura tal y como lo enuncia Messmer (1980) afirma
ldquoLa conductividad teacutermica de las arenas no consolidadas disminuyen con el
aumento de la temperatura debido a los efectos del mineral cuarzo que es un
material cristalino con propiedades teacutermicas anisotroacutepicas presente en estos
sistemasrdquo El cuarzo que es el mineral que predomina en las areniscas seguacuten
estudios llevados a cabo en PDVSA - Intevep (2016) mediante Difraccioacuten de
92
Rayos X determinaron que posee mayor porcentaje (66) presente en el
sistema de yacimiento petroliacutefero campo Petrocarabobo En las curvas de
conductividad teacutermica total entre los modelo discreto e integral se obtuvo una
diferencia en promedio de 0023130 JcmmiddotmindegC y un error de 2125 y entre
las curvas de conductividad teacutermica de la roca una diferencia en promedio de
0004859 JcmmiddotmindegC y un error de 446 (ANEXO F)
Figura 515 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad total de un modelo discreto
Complex Thcontab y un modelo integral Complex Thcontab
93
CONCLUSIONES
Las arenas consolidadas secas pueden tener una conductividad teacutermica
mayor que las arenas no consolidadas sin fluidos con la misma
composicioacuten debido a que ocupa mayor proporcioacuten volumeacutetrica en un
volumen determinado es decir hay mayor contacto entra los poros de la
matriz
El caacutelculo de la conductividad total del sistema se realiza mediante el
meacutetodo Complex debido a que utiliza la ecuacioacuten de mezcla no lineal
recomendada por CMG tomando en cuenta las conductividades y
saturaciones de los fluidos presentes e interrelaciones entre las fases
En modelo integral Thcontab todos los valores de conductividad teacutermica
aumentan sin importar el comportamiento particular con la temperatura
asiacute como el orden de magnitud de cada fase (roca agua petroacuteleo y gas)
por lo tanto no representa el comportamiento real de la transferencia de
calor en el medio poroso
Se concluye que es la roca la fase que causa maacutes variacioacuten en la
temperatura al realizarle la variacioacuten en los valores de conductividad
teacutermica de la roca un error de 570 al asignar kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC
Al contrastar los modelos cargados de forma discreta e integral se
contempla que las curvas de conductividad total tienen un error relativo
de 672
94
Entre los modelos discreto e integral cargados con thcontab se obtuvo
que las curvas de conductividad teacutermica total presentaban un error de
2125 y entre las curvas de conductividad teacutermica de la roca de ambos
modelos un error de 446
Debido al alto error entre los valores de conductividad teacutermica obtenida
entre las curvas de los modelos cargados de forma discreta e integral no
se pueden considerar como modelos equivalentes
Al realizar el estudio de los efectos de variar los valores de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se encontroacute que al asignar el valor
maacuteximo ocurre una disminucioacuten importante en los valores de la
saturacioacuten de agua y temperatura de los modelos discreto e integral Por
otro lado en el caso de la conductividad teacutermica causa un aumento de la
curva para el modelo discreto y una curva por debajo de la curva del
modelo base para el modelo integral
95
RECOMENDACIONES
Realizar estudio de determinacioacuten de propiedades teacutermica en muestras
saturadas elaborando sensibilidades en las saturaciones de los fluidos
presentes
Para representar las condiciones reales del yacimiento con un crudo
vivo y tres fases (petroacuteleo agua y gas) se debe incluir un PVT del fluido
para evaluar los procesos de transferencia de calor
Profundizar en el estudio de RMN y calorimetriacutea para obtener los
paraacutemetros teacutermicos en todas las direcciones (I J K) del tapoacuten ya que
existe en general presentan un comportamiento anisotroacutepico y
disminuye la certidumbre de las propiedades teacutermicas el considerar que
el sistema tiene cualidades de Isotropiacutea
Realizar modelos de simulacioacuten numeacuterica suministrando los valores de
conductividad teacutermica de forma discreta
96
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99
ANEXOS
ANEXO A Propiedades RMN de los fluidos de yacimientos Fuente Coates y cols (1999)
Fluidos T1 (ms) T2 (ms) T1T2 Viscosidad (cP)
Salmuera 1 ndash 500 1 - 500 2 02 - 08
Petroacuteleo Liviano 3000 ndash 4000 300 - 1000 4 02 - 100
Gas 4000 ndash 5000 30 - 60 80 0011 - 0014
ANEXO B Valores promedio de conductividad teacutermica total al variar la conductividad de las
fases
Figuras
51 - 53
Kt (JcmmiddotmindegC) Temperatura
final (degC) Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
Sensibilidad 6 002543 0020102 0022766 899
Sensibilidad 3 0069244 007729 0073267 897
Sensibilidad 5 0020747 0036985 0028866 898
Sensibilidad 2 007738 00771575 007738 897
Sensibilidad 4 0000488 0000506 0000497 90
Sensibilidad 1 168611 322573 245592 896
Modelo base 00293 0038362 0033831 898
100
ANEXO C Contraste de conductividad y temperatura entre sensibilidades de conductividad
101
ANEXO D Contraste de conductividad total al habilitar Thcontab en modelos integrales
Figura
513
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0000216 194
kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
ANEXO E Contraste de conductividad total entre modelo integral y discreto
Figura 514
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0022731 6719 kt discreta
Complex 00293 0038362 0033831
ANEXO F Contraste de kt y kr entre modelo integral y discreto Thcontab
Figura 515
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt discreta
Complex
Thcontab
0032386 0035643 0034014
002313 21251 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr discreta
Complex
Thcontab
0017683 0013803 0015743
0004859 4464 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
xi
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 21 VISCOSIDAD DEL CRUDO VS TEMPERATURA FUENTE PUERTA (2015) 15
FIGURA 22 INYECCIONES DE AGUA CALIENTE FUENTE BRICENtildeO (2015) 16
FIGURA 23 GRAacuteFICA TASAS DE FLUIDOS EN FUNCIOacuteN DEL TIEMPO (SEPUacuteLVEDA 2005) 28
FIGURA 31 FAJA PETROLIacuteFERA DEL ORINOCO FUENTE PUERTA (2015) 35
FIGURA 32 AacuteREA DE CARABOBO Y SUS LIacuteMITES TERRITORIALES FUENTE PUERTA (2015) 36
FIGURA 33 CUENCAS PETROLIacuteFERAS DE LA REPUacuteBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA FUENTE
PUERTA (2015) 37
FIGURA 34 CONFIGURACIOacuteN ESTRUCTURAL FUENTE ARCHIVOS DE PETROINDEPENDENCIA
SA 38
FIGURA 41 FASES DE LA METODOLOGIacuteA APLICADA 42
FIGURA 42 SISTEMA PARA CONFINAMIENTO DE MUESTRAS DE ROCA NO CONSOLIDADAS
FUENTE INTEVEP SA CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS
DE VENEZUELA SA 44
FIGURA 43 PROCESO COMPLETO DE EMPAQUE DE MUESTRAS FUENTE PDVSA-INTEVEP 44
FIGURA 44 RESONADOR MARAN ULTRA DRX 2 FUENTE PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 45 INSTRUMENTO PARA LA REALIZACIOacuteN DE LA PRUEBA CALORIMEacuteTRICA FUENTE
PDVSA-INTEVEP 46
FIGURA 46 EQUIPO DE LIMPIEZA DE MUESTRAS DEAN-STARS A) ANTES DE LA LIMPIEZA DE
MUESTRA Y B) DURANTE LA LIMPIEZA DE MUESTRAS 48
FIGURA 47 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 35N FUENTE PDVSA-
INTEVEP 50
FIGURA 48 RETROVISCO RV 2030 MARCA HAAKE FUENTE PDVSA-INTEVEP 51
FIGURA 49 DIAGRAMA DE UN SIMULADOR FIacuteSICO DE YACIMIENTOS FUENTE INTEVEP SA
CENTRO DE INVESTIGACIOacuteN Y DESARROLLO FILIAL DE PETROacuteLEOS DE VENEZUELA SA 52
FIGURA 410 ESQUEMA DEL PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL PARA LA DETERMINACIOacuteN DE
CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA POR EL MEacuteTODO DE ESTADO NO ESTACIONARIO
FUENTE DIacuteAZ (2014) 53
FIGURA 411 EFECTO DE LA VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA SOBRE LAS CURVAS DE
PERMEABILIDAD RELATIVA PARA MUESTRAS DEL CAMPO PETROCARABOBO 54
FIGURA 412 TRANSFORMACIOacuteN DEL AacuteREA TRANSVERSAL PARA LA CONSTRUCCIOacuteN DEL
MALLADO 56
xii
FIGURA 413 VENTANA PARA INGRESAR LOS DATOS DE COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA Y
PRESIOacuteN DE POROSIDAD DE REFERENCIA 57
FIGURA 414 VENTANA DE LAS PROPIEDADES TEacuteRMICAS 58
FIGURA 415 VENTANA DE LAS PEacuteRDIDAS DE CALOR POR LAS ROCAS ADYACENTES 58
FIGURA 416 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 4500M FUENTE
PDVSA-INTEVEP 61
FIGURA 417 VENTANA PARA INSERTAR LA DENSIDAD DE LOS FLUIDOS 61
FIGURA 418 CURVA DE LA VISCOSIDAD DEL CRUDO 64
FIGURA 419 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE COMPONENTES PARA INTRODUCIR LOS VALORES DE
REFERENCIA EN LA SUBSECCIOacuteN GENERAL 65
FIGURA 420 CURVA DE PERMEABILIDAD 66
FIGURA 421 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES SE MUESTRA EL VALOR DE
PRESIOacuteN Y PROFUNDIDAD DE REFERENCIA SUMINISTRADA AL SIMULADOR 67
FIGURA 422 VENTANA DE CONSTRAINS DEL POZO INYECTOR 68
FIGURA 423 VENTANA PARA DESCRIPCIOacuteN DEL FLUIDO DE INYECTADO 69
FIGURA 424 HISTOacuteRICO DE PRODUCCIOacuteN EMPLEADO PARA EL MODELO 70
FIGURA 425 VENTANA DE CONSTRAINS DEL PROZO PRODUCTOR 71
FIGURA 51 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL AGUA EN LA
TEMPERATURA 76
FIGURA 52 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL PETROacuteLEO EN
LA TEMPERATURA 77
FIGURA 53 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
TEMPERATURA 78
FIGURA 54 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
CAPACIDAD 79
FIGURA 55 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN EL
AVANCE DE 80
FIGURA 56 SATURACIOacuteN Y CAPACIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 57 TEMPERATURA Y CONDUCTIVIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 58 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO COMPLEX THCONTAB 84
FIGURA 59 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO
COMPLEX THCONTAB 85
xiii
FIGURA 510 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 86
FIGURA 511 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL
COMPLEX THCONTAB 87
FIGURA 512 CONTRASTE ENTRE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
Y UN MODELO DISCRETO COMPLEX CON THCONTAB 88
FIGURA 513 CONTRASTE DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO INTEGRAL COMPLEX Y
LA CONDUCTIVIDAD TOTAL Y DE LA ROCA DE UN MODELO INTEGRAL CON THCONTAB 89
FIGURA 514 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD CAPACIDAD
CALORIacuteFICA TEMPERATURA Y SATURACIOacuteN TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
CON UN MODELO INTEGRAL COMPLEX 91
FIGURA 515 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO
DISCRETO COMPLEX THCONTAB Y UN MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 92
xiv
LISTA DE TABLAS
TABLA 21 GRAVEDAD API DE LOS HIDROCARBUROS 13
TABLA 22 POROSIDAD DE LOS MINERALES DE YACIMIENTOS 17
TABLA 23 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DEL AGUA 21
TABLA 41 VALORES DE LAS DIMENSIONES DE LAS MUESTRA A ESTUDIAR 43
TABLA 42 CONDICIONES EMPLEADAS EN LA TEacuteCNICA DE RMN 45
TABLA 43 COMPOSICIOacuteN DE LA SALMUERA 50
TABLA 44 DIMENSIONES DE LA MUESTRA EN FORMA DE CILINDRO 55
TABLA 45 DIMENSIONES DE LAS CELDAS DEL MALLADO 56
TABLA 46 INFORMACIOacuteN PETROFIacuteSICA DE LA MUESTRA 56
TABLA 47 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO DISCRETO 59
TABLA 48 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO INTEGRAL 59
TABLA 49 VALORES POR DEFECTOS DEL SIMULADOR 60
TABLA 410 VISCOSIDAD DE LOS FLUIDOS CON SU RESPECTIVA TEMPERATURA 63
TABLA 411 MODIFICACIONES EN LA SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
TABLA 51 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DE STAR Y OBTENIDO EXPERIMENTALMENTE 75
TABLA 52 SENSIBILIDADES DE LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA 75
TABLA 53 VALORES DE CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE STAR Y OBTENIDO
EXPERIMENTALMENTE 82
TABLA 54 SENSIBILIDADES DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE LA ROCA 82
1
INTRODUCCIOacuteN
Debido a la merma de crudos livianos y medianos a nivel mundial y nacional
aunado a los altos costos de la energiacutea y la necesidad de restituir la reserva se
estaacute incentivando a la empresa petrolera nacional a explotar de forma eficiente
las reservas de crudos pesados y extra-pesados a un ritmo maacutes acelerado los
cuales se caracterizan seguacuten la API (American Petroleum Institute) por ser
poseedores de altas viscosidades dificultando asiacute el proceso de explotacioacuten y
extraccioacuten (PDVSA 2010)
Dadas las reservas que de estos tipos de crudos en Venezuela se presentan en la
Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se ha establecido como reto el trabajar en
mejorar e innovar en tecnologiacuteas a nivel de exploracioacuten y explotacioacuten con la
finalidad de garantizar la mayor optimizacioacuten de los recursos proteger la
integridad del yacimiento y disminuir el impacto ambiental Entre los aspectos
maacutes importantes a tener en cuenta destaca la necesidad de contar con una
correcta caracterizacioacuten del yacimiento ya que eacutesta brinda la informacioacuten
baacutesica necesaria para definir la tecnologiacutea maacutes adecuada para el proceso de
explotacioacuten del yacimiento (Doumat 2016)
En particular para el caso de los yacimientos de crudos pesados y extra-
pesados existen diversas tecnologiacuteas para su extraccioacuten y explotacioacuten de
acuerdo a un proceso de recuperacioacuten mejorada de hidrocarburos (RMH)
dentro de las cuales destacan aquellos basados en meacutetodos teacutermicos (Ferrer
2009) Para la aplicacioacuten de estos meacutetodos en particular es necesario contar con
una evaluacioacuten de las propiedades teacutermica del yacimiento la cual usualmente
poco se ejecuta pero que resulta de gran importancia ya que permite conocer
coacutemo ocurre la transferencia de calor en el sistema dadas las dificultades
presentadas principalmente por las altas viscosidades encontradas en estos tipos
2
de crudos Es por ello que la estimacioacuten de propiedades teacutermicas del
yacimiento como difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad caloriacutefica y
conductividad teacutermica debe ser realizada previo a la seleccioacuten de la tecnologiacutea
a implementar para la extraccioacuten del crudo con la finalidad de conocer su
influencia en las propiedades de interaccioacuten roca-fluido que toman vida en el
yacimiento al implementar dichas tecnologiacuteas
Los paraacutemetros teacutermicos de los yacimientos asociados a la Empresa Mixta
Petrocarabobo a considerar en este trabajo son obtenidos de las pruebas de
laboratorio empleando las teacutecnicas de Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN) y
Calorimetriacutea estos seraacuten utilizados para evaluar su impacto en la transferencia
de calor mediante una simulacioacuten numeacuterica empleando el software Starsreg de
la empresa canadiense CMG (Computer Modelling Group) Asiacute en funcioacuten a lo
anteriormente expuesto en este estudio se plantea evaluar el efecto de las
propiedades teacutermicas sobre un sistema de yacimiento de forma discreta y
continua entendieacutendose por evaluacioacuten discreta el escenario donde cada uno
de los componentes del sistema (arena agua y crudo) son estudiados por
separado mientras que el continuo representa el sistema roca-fluido evaluado
como un solo elemento
3
CAPIacuteTULO I
EL PROBLEMA
11 Planteamiento de problema
La caracterizacioacuten de los yacimientos contempla en teacuterminos generales todos
aquellos estudios previos que se realizan para conocer las propiedades del
sistema roca-fluido a fin de optimizar los consiguientes procesos y por ende
entre otros aspectos mitigar los costos durante la explotacioacuten A nivel teacutermico
los fenoacutemenos asociados a esta caracterizacioacuten son actualmente determinados
de forma empiacuterica a condiciones ideales o por teacutecnicas que finalmente soacutelo
estiman la conductividad teacutermica de las rocas razoacuten por la cual se plantea en
este trabajo evaluar la influencia de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma
discreta y continua para un yacimiento petroliacutefero de arena no consolidada y
crudo extra-pesado asociado al Bloque Carabobo de la Faja Petroliacutefera del
Orinoco bajo una metodologiacutea experimental de tipo evaluativa a traveacutes del
simulador numeacuterico CMG Starsreg
12 Objetivos de la investigacioacuten
121 Objetivo general
Evaluar el impacto de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma discreta y
continua para un yacimiento asociado a la Faja Petroliacutefera del Orinoco a traveacutes
de simulacioacuten numeacuterica
4
122 Objetivos especiacuteficos
Recopilar la informacioacuten disponible de anaacutelisis experimentales en
propiedades teacutermicas de yacimientos de la FPO asiacute como las de
propiedades baacutesicas y de interaccioacuten roca fluidos
Construir el modelo de simulacioacuten numeacuterica para representar los
fenoacutemenos teacutermicos
Evaluar los escenarios de simulacioacuten resultantes de considerar las
variables teacutermicas de forma discreta y continua
Cotejar el impacto de los fenoacutemenos teacutermicos sobre los resultados
obtenidos en las simulaciones ejecutadas para los escenarios planteados
(discreto y continuo)
13 Justificacioacuten de la investigacioacuten
En la Faja Petroliacutefera del Orinoco los pozos estaacuten asociados a crudos pesados y
extra-pesados con viscosidades altas entre 1000 y 13000 cP aproximadamente
para el crudo vivo y viscosidades de hasta maacutes de 1000000 cP para el crudo
muerto lo cual dificulta las pruebas experimentales a nivel de laboratorio
Dadas estas condiciones es necesario estudiar las tecnologiacuteas existentes que
tienen lugar en el proceso de extraccioacuten de crudo debido a las dificultades que
se presentan al desplazar un fluido de tan alta viscosidad a traveacutes del medio
poroso que constituye el yacimiento (PDVSA 2006)
La tecnologiacutea maacutes empleada para estos tipos de crudos y que ha brindado
buenos resultados es la aplicacioacuten de meacutetodos teacutermicos con el fin de disminuir
la viscosidad del petroacuteleo para facilitar su movilidad a traveacutes del medio poroso
Es por ello que surge la necesidad de profundizar en el estudio de los
fenoacutemenos teacutermicos y asiacute garantizar la eficiencia de la aplicacioacuten de energiacuteas
5
adicionales para obtener una mayor explotacioacuten y produccioacuten que beneficie los
intereses de las compantildeiacuteas petroleras generando mayores ingresos
Entre los fenoacutemenos teacutermicos maacutes relevantes que toman lugar durante estos
procesos es importante resaltar la difusividad teacutermica la cual brinda
informacioacuten de la propagacioacuten de energiacutea a traveacutes de un medio (Cengel 2011)
el calor especiacutefico que indica la cantidad de calor necesaria a aplicar para que
un cuerpo eleve su temperatura un grado la capacidad caloriacutefica que indica la
cantidad de calor necesaria para aumentar un grado centiacutegrado la temperatura
de un volumen de sustancia determinado y por uacuteltimo la conductividad teacutermica
que muestra la capacidad de un cuerpo para conducir el calor a traveacutes de eacutel
(Cengel 2011)
Debido a que la evaluacioacuten experimental de estas propiedades teacutermicas es
compleja y costosa dentro de la industria petrolera en los uacuteltimos antildeos se ha
recurrido a ecuaciones empiacutericas como las reportadas por (Seto et al 1991) en
esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis como RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten
numeacuterica con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un
sistema en el que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y
continua para a su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y
calorimetriacutea para determinar dichas propiedades teacutermicas
14 Alcance de la investigacioacuten
Evaluar los paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma continua y discreta a traveacutes
de una simulacioacuten numeacuterica de yacimiento que permita determinar el impacto
de cada una de las variables teacutermicas sobre la dinaacutemica de los fluidos en
consideracioacuten para cada una de las condiciones indicadas continua y discreta
asiacute como establecer cuaacutel de estas dos condiciones experimentales en la
6
evaluacioacuten de los paraacutemetros teacutermicos es maacutes rentable y efectivo para el estudio
de fenoacutemenos teacutermicos difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad
caloriacutefica y conductividad teacutermica
15 Limitaciones
Como una de las principales limitaciones del trabajo se presenta el posible
vencimiento de la licencia del software de simulacioacuten de yacimientos empleado
en la investigacioacuten (Starsreg de CMG) De igual manera la disponibilidad de
paraacutemetros experimentales que aporten informacioacuten de los fenoacutemenos teacutermicos
sobre sistemas de yacimientos que permitan obtener una caracterizacioacuten maacutes
amplia de la influencia de los mismos sobre los resultados de la simulacioacuten
Ademaacutes se debe tener en consideracioacuten los siguientes aspectos
Los datos de las propiedades se obtienen de pruebas de laboratorio para
crudo extra-pesados de la FPO
Los datos utilizados corresponden a resultados de experimentos a
saturacioacuten de agua irreducible (Swirr) 85 sin presencia de gas en el
sistema
Los modelos existentes en los simuladores representan correlaciones
desarrolladas con petroacuteleo convencional mientras que en este estudio se
utiliza petroacuteleo extra-pesado Tanto en las ecuaciones de mezclas de las
fases liquida y gaseosa como en la dependencia con temperatura de las
propiedades teacutermicas
La evaluacioacuten del comportamiento integral implica asignacioacuten de la
propiedad igual para todas las fases presentes mientras que la discreta
especifica los valores individuales
7
Se realiza una verificacioacuten del efecto de la variacioacuten de las propiedades
teacutermica en el comportamiento transitorio de la temperatura y la diferencia
al considerar los enfoques discreto e integral
El estudio no pretende ser riguroso ni presentar el estado del arte de las
propiedades teacutermicas involucradas en el flujo de fluidos
No se estudia el efecto de la temperatura en las curvas de permeabilidad
relativa
8
CAPIacuteTULO II MARCO TEOacuteRICO
MARCO TEOacuteRICO
21 Antecedentes de la investigacioacuten
Anand et al (1973) ldquoPredicting Thermal Conductivities of formations From
Other Know Propertiesrdquo
Obtuvieron correlaciones para la estimacioacuten de la conductividad teacutermica de
areniscas saturadas de liacutequido con un conocimiento de la conductividad de la
arenisca seca y de las propiedades del fluido que la satura
La conductividad teacutermica de la roca seca ha mostrado ser funcioacuten de la
densidad el espacio poral el tamantildeo y tipo de grano cementacioacuten y
composicioacuten mineral La conductividad teacutermica de materiales que tienen
estructura cristalina como el cuarzo decrece con el incremento de temperatura
Zierfuss y Van der Vliet realizaron estudios para arenas consolidadas donde
establecieron que la conductividad teacutermica aumentaba si la permeabilidad y la
porosidad aumentaba
Guiados por la correlacioacuten de Tikhomirov (para rocas secas) se obtuvieron una
familia de curvas descritas por la ecuacioacuten de Somerton (para las areniscas
saturadas) que toma en cuenta la variacioacuten de la temperatura Los cambios de
fase afectan la conductividad pero esto es un efecto de la saturacioacuten del fluido
en lugar de un efecto de temperatura en siacute
La compresioacuten es una fuerza opuesta a la presioacuten de poro si la presioacuten de poro
disminuye entonces gobernara la compresioacuten y aumentara la conductividad
teacutermica porque causara mayor contacto La presioacuten de poro puede estar
asociada al comportamiento del fluidos contenido en los poros y la reduccioacuten
de la presioacuten de poro puede deberse a la vaporizacioacuten de alguno de los fluidos y
9
esto puede causar la reduccioacuten de la conductividad teacutermica sin embargo esto
se atribuye a un efecto de saturacioacuten y no de presioacuten de poro en siacute
Somerton et al (1974) ldquoThermal Behavior of Uncosolidated Oil Sandsrdquo
La conductividad teacutermica de las arenas petroliacuteferas no consolidadas han sido
medidas y correlacionadas con otras propiedades fiacutesicas del sistema roca-fluido
donde se ha determinado que el fluido mojante tiene un efecto dominante en el
valor de la conductividad y ademaacutes el soacutelido con mayor porcentaje en la
composicioacuten de la roca
Explica que para las arenas consolidadas la conductividad teacutermica de la arena
saturada con salmuera es de 2 a 3 veces mayor que la conductividad teacutermica de
la arena seca Mientras que para las arenas no consolidadas las arenas saturas de
salmuera son de 6 a 8 veces la conductividad teacutermica de la arena seca
Los efectos de la variacioacuten de la temperatura en la conductividad teacutermica para
las arenas no consolidadas son relativamente pequentildeos y pueden ser evaluados
con una simple ecuacioacuten lineal igualmente los efectos de la variacioacuten de la
presioacuten La conductividad teacutermica de la roca seca es baja por el contacto entre
granos la fase mojante aumenta la conexioacuten y asiacute aumenta la conductividad
En las arenas es importante tambieacuten el efecto de la porosidad y la conductividad
de los soacutelidos aunque presenta menor importancia la conductividad tambieacuten es
afectada por el tamantildeo de granos forma y distribucioacuten permeabilidad y
resistividad eleacutectrica son los factores maacutes relacionados la conductividad
teacutermica pero solo en cuanto a otras propiedades como el tamantildeo de los poros
la forma y la tortuosidad que a su vez se relacionan con la conductividad
teacutermica
Desarrollaron un modelo matemaacutetico para predecir que la conductividad de
algunas rocas saturadas incrementa casi linealmente con el aumento de la fase
mojante y hay una gran disminucioacuten de la conductividad entre la saturacioacuten de
10
agua connata y el 100 por ciento de la saturacioacuten del fluido no mojante Chu
antildeadioacute el teacutermino de saturacioacuten en la ecuacioacuten
Maiquiza (2008) ldquoEstudio de recuperacioacuten mejorada de petroleo por
inyeccion de agua caliente en un yacimiento de crudos pesados de un campo
del oriente ecuatorianordquo
Se presenta el meacutetodo de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo por inyeccioacuten de
agua caliente ademaacutes incluye las propiedades teacutermica de las rocas y de los
fluidos y sus respectivas ecuaciones
Los mecanismos de recuperacioacuten de petroacuteleo en un yacimiento de crudos
pesados por inyeccioacuten de agua caliente se debe al mejoramiento de la movilidad
del petroacuteleo como resultado de la reduccioacuten de su viscosidad debido al
incremento de la temperatura durante el anaacutelisis del proyecto consiguioacute
mejorar la relacioacuten de movilidad de 7457 a la temperatura inicial del
yacimiento de 200ordmF a un valor de 3831 a una temperatura de 328ordmF Los
mecanismos de recuperacioacuten del crudo durante los procesos de recuperacioacuten
mejorada dependen de las propiedades que tenga el crudo es decir si se trata de
un crudo liviano pesado o extra-pesado Al mejorar la relacioacuten de movilidad
con la inyeccioacuten de agua caliente se consigue mejorar la eficiencia de
desplazamiento de 0512 a 0542 Un proceso de inyeccioacuten de agua caliente se
debe aplicar en yacimientos donde la viscosidad sea relativamente alta mayor a
50 Cp
Al realizar una comparacioacuten entre el modelo de inyeccioacuten convencional de agua
y la inyeccioacuten de agua caliente la eficiencia en la recuperacioacuten de petroacuteleo es un
poco menor del doble en la inyeccioacuten de agua caliente
Bricentildeo (2015) ldquoTransferencia de calor en los yacimientos petroleros y sus
ecuaciones de estadordquo
11
Las consideraciones generales para estudiar la transferencia de calor mediante
procesos teacutermicos son presioacuten porosidad espesor de la arena movilidad del
petroacuteleo Las propiedades teacutermicas maacutes importantes de los fluidos desde el
punto de vista teacutermico viscosidad densidad calor especiacutefico conductividad
teacutermica conductividad teacutermica de liacutequidos y gases conductividad teacutermica de
rocas capacidad caloriacutefica de rocas saturadas Trata la transferencia de calor
mediante la utilizacioacuten de calentadores de fondo (inyeccioacuten de fluidos calientes
y combustioacuten in situ) y los mecanismos de transferencia de calor en la
formacioacuten conduccioacuten y conveccioacuten
Doumat (2016) ldquoEvaluacioacuten de las propiedades teacutermicas del yacimiento no
consolidado campo Petrocarabobo de la Faja Petroliacutefera del Orinocordquo
El objetivo de este trabajo fue evaluar las propiedades teacutermicas del yacimiento
petroliacutefero no consolidado asociado del Campo Petrocarabobo de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco considerando las teacutecnicas de RMN y calorimetriacutea a fin
estudiar el comportamiento de la transferencia de calor en este yacimiento Se
realizoacute una comparacioacuten de los resultados obtenidos en un rango de temperatura
entre 50 y 200degC para el sistema de yacimiento con fluidos y para el sistema de
yacimiento sin fluidos evaluando la difusividad teacutermica el calor especiacutefico la
capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica
22 Bases teoacutericas
En las bases teoacutericas se describen principios definiciones y suposiciones que
sirven de soporte para evaluar la influencia de las propiedades teacutermicas
involucradas en el flujo de fluidos en el yacimiento mediante la transferencia de
masa (flujo de fluidos) y energiacutea al sistema (conduccioacuten de calor)
12
221 Yacimiento
Un yacimiento puede ser definido como una unidad geoloacutegica de volumen
limitado porosa y permeable capaz de contener hidrocarburos liacutequidos yo
gaseosos a traveacutes de la cual estos fluidos pueden desplazarse para ser
recuperados bajo presiones existentes o aplicadas externamente Estaacute
constituido por dos elementos fundamentales el medio recipiente y los fluidos
almacenados en ese medio Implica la correlacioacuten de dos aspectos baacutesicos para
la industria petrolera las consideraciones geoloacutegicas y las propiedades de los
fluidos contenidos en el yacimiento (Escobar 2004)
2211 Yacimientos consolidados
Son aquellos que por lo general tienen mayor cantidad de material cementante
que permite que el nivel de cohesioacuten entre los granos sea elevado es decir que
los granos esteacuten fuertemente compactados sumado al efecto de soterramiento
(Araujo 2004)
2212 Yacimientos no consolidados
Son aquellos que suelen tener poco material de matriz (material de
cementacioacuten) que mantenga unido los granos de arena y por lo general tambieacuten
se conoce con el nombre de arenas poco consolidadas constituidas por
formaciones terciarias joacutevenes (Araujo 2004)
222 Fluidos contenidos en los yacimientos
Las rocas de yacimiento contienen agua de formacioacuten petroacuteleo y gas siendo
los dos uacuteltimos fluidos compuestos orgaacutenicos (Carbono e Hidroacutegeno)
normalmente denominados hidrocarburos (Araujo 2004)
2221 Agua de formacioacuten
Es agua salada atrapada en los intersticios de los sedimentos de un yacimiento
durante su deposicioacuten Tambieacuten se conoce como agua intersticial o agua
connata El agua de formacioacuten resulta ser de 3 a 4 veces maacutes salina que el agua
de mar y contiene en promedio 35 en peso o 35000 ppm de Cloruro de
13
Sodio (NaCl) Entre los iones predominantes en las sales disueltas presentes en
las aguas de formacioacuten se encuentran Na+ K
+ Mg
++ Ca
++ Ba
++ Li
+ Cl
ndash
NO3ndash CO3
= HCO3
ndash y SO4
= (Araujo 2004)
2222 Hidrocarburos (Crudo)
Los hidrocarburos son compuestos formados por cadenas lineales o ramificadas
de carbonos unidas por enlaces de hidroacutegeno De acuerdo a las condiciones de
presioacuten y temperatura del yacimiento los hidrocarburos pueden encontrarse en
estado liacutequido o gaseoso Ademaacutes en el medio poroso de la roca el crudo
puede estar acompantildeado por trazas de oxiacutegeno nitroacutegeno azufre y ciertos
metales como el vanadio hierro niacutequel cobre entre otros (Bear 1972) Eacutestos
se clasifican en livianos medianos pesados y extra-pesados seguacuten sus dos
propiedades maacutes relevantes (densidad y gravedad degAPI) como se muestra en la
Tabla 21 (Araujo 2014)
Tabla 21 Gravedad API de los Hidrocarburos
Crudo Densidad
(gcm3)
degAPI
Extra-pesado gt 1 lt10
Pesado 10 - 092 1000 - 2230
Mediano 092 - 087 2230 - 3110
Ligero 087 - 083 3110 - 3900
Suacuteper Ligero lt 083 gt39
Fuente Araujo (2004)
223 Grados API
Es una escala de medicioacuten utilizada para hidrocarburos basaacutendose en su peso
especiacutefico es decir con relacioacuten al agua con la cual se define la calidad del
crudo (liviano mediano pesado extra-pesado) (PDVSA 2010)
224 Crudos Extra-pesados
El teacutermino se refiere a todo tipo de crudo cuya densidad medida en Gravedad
API es menor que 10degAPI es maacutes pesado que el agua y su viscosidad libre de
14
gas estaacute por debajo de los 10000 cP a temperatura de yacimiento y a presioacuten
atmosfeacuterica Posee ademaacutes un contenido aproximado de azufre de 35 y un
contenido de metales de aproximadamente 488 ppm (V Ni entre otros)
Debido a estas caracteriacutesticas el crudo extra-pesado tiene problemas de
movilidad tanto en el yacimiento como en la superficie
Tanto los crudos pesados como los extra-pesados se caracterizan entre otras
cosas por contener una elevada porcioacuten de fracciones de hidrocarburos de alto
peso molecular y tener un mayor contenido de heteroaacutetomos indeseables (S N
O entre otros)
En el oriente de Venezuela se encuentran las mayores reservas de este tipo de
crudo en el mundo depoacutesito conocido actualmente como Faja Petroliacutefera del
Orinoco En dicho depoacutesito las propiedades y calidades de los fluidos variacutean
considerablemente de norte a sur pudieacutendose encontrar hacia el norte crudos
pesados de unos 17degAPI y al sur crudos extra-pesados de hasta 4degAPI (Fiorillo
1987)
225 Recuperacioacuten Teacutermica
Proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las
acumulaciones subterraacuteneas (yacimiento) de compuestos orgaacutenicos con el
propoacutesito de producir hidrocarburos a traveacutes de los pozos
En el caso de petroacuteleos viscosos se utiliza calor para mejorar la eficiencia de
desplazamiento y su nivel de extraccioacuten La reduccioacuten de la viscosidad del
petroacuteleo que acompantildea al incremento de temperatura permite no solo que el
petroacuteleo fluya maacutes faacutecilmente sino tambieacuten resulta en una relacioacuten de movilidad
maacutes favorable durante te desplazamiento de petroacuteleo con agua (Bricentildeo 2015)
La figura 21 representa un ejemplo graacutefico de la viscosidad que puede
presentar un crudo en el yacimiento y la que adquiririacutea posteriormente al aplicar
15
alguacuten proceso teacutermico que le agregue un diferencial de temperatura extra al
yacimiento
Figura 21 Viscosidad del crudo vs Temperatura Fuente Puerta (2015)
Los beneficios obtenidos con los meacutetodos teacutermicos son la reduccioacuten de la
saturacioacuten del crudo residual a consecuencia de la expansioacuten teacutermica aumento
de la eficiencia areal por efecto de la mejora en la razoacuten movilidad destilacioacuten
con vapor y craqueo teacutermico
2251 Clasificacioacuten de los procesos de recuperacioacuten teacutermica
Los procesos teacutermicos de extraccioacuten utilizados hasta el presente se clasifican en
dos tipos aquellos que implican la inyeccioacuten de un fluido caliente en el
yacimiento y los que utilizan la generacioacuten de calor en el propio yacimiento A
estos uacuteltimos se les conoce como ldquoProcesos In Siturdquo entre los cuales cabe
mencionar el proceso de Combustioacuten In Situ Tambieacuten se pueden clasificar
como Desplazamientos Teacutermicos o Tratamientos de Estimulacioacuten Teacutermica
(Bricentildeo 2015)
22511 Inyeccioacuten de fluidos calientes
Los procesos de inyeccioacuten de fluidos calientes envuelven la inyeccioacuten de
fluidos previamente calentados en yacimientos relativamente friacuteos La variedad
de fluidos incluyen los maacutes comunes como el agua (tanto liacutequida como en
forma de vapor) y el aire hasta otros gases de combustioacuten y solventes (Bricentildeo
2015)
16
22512 Recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua caliente
La inyeccioacuten de agua caliente es un proceso teacutermico de desplazamiento es
probablemente el proceso teacutermico de recuperacioacuten maacutes simple y seguro En
algunos casos dependiendo de las caracteriacutesticas del yacimiento puede ser el
maacutes econoacutemico y ventajoso el proceso consiste en inyectar agua caliente a
traveacutes de un cierto nuacutemero de pozos y producir el petroacuteleo por otros Los pozos
de inyeccioacuten y produccioacuten se perforan en arreglos tal como en los procesos de
inyeccioacuten convencional de agua (waterflooding) o la inyeccioacuten continua de
vapor
La inyeccioacuten de agua caliente involucra el flujo de dos fases agua y petroacuteleo
En este sentido los elementos de la inyeccioacuten de agua caliente son
relativamente faacuteciles de describir ya que se trata baacutesicamente de un proceso de
desplazamiento en el cual el petroacuteleo es desplazado inmisciblemente tanto por
agua caliente como friacutea Se aplican a crudos relativamente viscosos
permitiendo asiacute mejorar las condiciones de desplazamiento desde yacimiento
hasta la superficie (Bricentildeo 2015)
Figura 22 Inyecciones de agua caliente Fuente Bricentildeo (2015)
226 Propiedades petrofiacutesicas de la roca
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la roca de yacimiento incluyen la permeabilidad y
la porosidad las cuales indican el comportamiento que puede describir la roca
al interactuar con los fluidos de yacimientos (Araujo 2004)
17
2261 Porosidad (120601)
La porosidad es una medida del espacio vaciacuteo existente entre granos dentro de
la roca expresada como una fraccioacuten (o porcentaje) del volumen total de la roca
Representa el porcentaje del volumen total de la roca que estaacute constituido por el
espacio poroso en la Tabla 22 se reportan algunos valores de porosidad de los
minerales que conforman los sistemas de yacimientos (Araujo 2004)
Tabla 22 Porosidad de los minerales de yacimientos
Material Porosidad
()
Arena 25 - 50
Limo 25 - 50
Arcilla 40 - 70
Basalto Fracturado 5 - 50
Dolomita 0 - 20
Roca Cristalizada Fracturada 0 - 10
Roca Cristalina Densa 0 - 5
Fuente Araujo (2004)
Los yacimientos con baja porosidad tienden a no ser explotables desde el punto
de vista econoacutemico siendo valores comunes de porosidad para formaciones
consolidadas entre 10 y 25 llegando hasta 50 o maacutes en arenas no
consolidadas (Araujo 2004)
2262 Permeabilidad (K)
La permeabilidad de un medio poroso es la habilidad que presenta eacuteste para
dejar pasar un fluido a traveacutes de sus poros interconectados yo red de fracturas
es decir es una caracteriacutestica de la roca Como la permeabilidad depende de la
continuidad de los poros no existe en teoriacutea una uacutenica relacioacuten entre la
porosidad absoluta de una roca y su permeabilidad (Araujo 2004)
2263 Saturacioacuten del fluido
Fraccioacuten del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes
(Araujo 2004) Se identifica Sw como saturacioacuten de agua y So saturacioacuten de
petroacuteleo
18
2264 Tapoacuten
Es una muestra de un nuacutecleo de arena no consolidada que es tomada de la
formacioacuten rocosa y que tiene forma similar a un cilindro empacada de tal
manera facilitando asiacute su manipulacioacuten y permitiendo el anaacutelisis experimental
de la misma (Araujo 2004)
227 Propiedades teacutermicas en los yacimientos
Las propiedades teacutermicas son de gran importancia debido a que son una parte
fundamental en el estudio de transporte de energiacutea en forma de calor en
sistemas roca-fluidos aplicado en la prediccioacuten de la explotacioacuten de
yacimientos petroliacuteferos Las propiedades maacutes importantes son las que se
describen a continuacioacuten
2271 Calor especiacutefico (Ce)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a una unidad por masa para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de correlaciones
o encontrarse tabulada Chevertenkov et al (2013) Su unidad de medida es
energiacutea en forma de calor entre unidad de masa por temperatura en escala de
laboratorio las unidades son JKg degC Se calcula con la siguiente ecuacioacuten
119862119890 = ((119872119907119888lowast119862119890119907119888)+(119872119905lowast119862119890119905lowast119879119894119905)))
119872119904lowast(119879119904minus119879119890) (Ec1)
Donde
Ce calor especiacutefico (JKg degC) Mvc masa del vaso calorimeacutetrico (Kg) Cevc
calor especiacutefico del vaso calorimeacutetrico (JKg degC) Mt masa del termoacutemetro
(Kg) Cet calor especiacutefico del termoacutemetro (JKg degC) Te temperatura (degC) y Ts
temperatura del soacutelido (degC)
2272 Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cv)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a la unidad de volumen para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de
correlaciones o encontrarse tabulada (Maiquiza 2008) Su unidad de medida es
19
energiacutea en forma de calor entre unidad de volumen por temperatura en escala
de laboratorio las unidades son (Jcm3degC) Su expresioacuten matemaacutetica
119862119907 = 120588 lowast 119862119890 (Ec2)
Donde
Cv capacidad caloriacutefica (Jcm3degC) ρ densidad (Kgcm3) Ce Calor especiacutefico
(JKg degC)
2273 Difusividad teacutermica (120630)
Esta determina la velocidad con la que se desplaza un frente de temperatura a
traveacutes del medio Chevertenkov et al (2013) Su unidad es medida es de aacuterea
entre tiempo a escala de laboratorio Las unidades son (m2s) Para obtener su
valor se emplea la siguiente ecuacioacuten
120572 = 119896
120588119862119890 (Ec3)
Donde
120572 difusividad teacutermica del material (m2s) K conductividad teacutermica
(JcmmindegC) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg
degC)
2274 Conductividad teacutermica (K)
Es una propiedad del material que indica la cantidad de calor transferida por
unidad de tiempo a traveacutes del material por unidad de aacuterea transversal normal un
gradiente unitario de temperatura bajo condiciones de estado estacionario y en
la ausencia de cualquier movimiento de fluido o partiacuteculas En general la
conductividad teacutermica de cualquier material variacutea con la presioacuten y la
temperatura En muchos caacutelculos de ingenieriacutea de yacimientos los valores
promedio sobre las condiciones esperadas son adecuados a menos que exista
un cambio de fase Prats (1987) Su unidad de medida es energiacutea en forma de
calor entre unidad de longitud por unidad de tiempo por temperatura en escala
20
de laboratorio las unidades son (JcmmindegC) Se calcula mediante la siguiente
operacioacuten
119870 = 120572 lowast 120588 lowast 119862119890 (Ec4)
Donde
K conductividad teacutermica (JcmmindegC) 120572 difusividad teacutermica del material
(m2s) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg degC)
22741 Conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se obtiene mediante una relacioacuten propuesta por Cragoe (ecuacioacuten 5) para
fracciones de petroacuteleos y mezclas de hidrocarburos en general
119870119900 =00677(1minus0000(119879minus32))
radicγo (Ec5)
Donde Ko conductividad teacutermica (BTUhrmiddotpiemiddotdegF) T temperatura (degF) γo
gravedad especiacutefica del petroacuteleo Posteriormente llevado a las unidades de labo-
ratorio
22742 Conductividad teacutermica del agua
Se obtiene a partir de una interpolacioacuten con los valores reportados en una
tabla en la paacutegina web de la faculta de ingenieriacutea de la Universidad de
Buenos Aires
21
Tabla 23 Valores de conductividad teacutermica del agua
228 Calorimetriacutea
La calorimetriacutea se basa en la medicioacuten del calor a traveacutes del principio en que
dos sustancias que inicialmente estaacuten a diferentes temperaturas buscaraacuten
estabilizarse teacutermicamente sin cambiar de fase o composicioacuten transfiriendo
calor dentro del sistema hasta alcanzar una temperatura de equilibrio esta se
puede realizar a traveacutes de un recipiente adiabaacutetico donde la energiacutea no puede
atravesar el sistema aunque este tipo de sistemas no existen en la realidad lo
maacutes parecido es un termo Un caloriacutemetro es una especie de olla con tapa
conserva bien el friacuteo y el calor (Fourty 2013)
Se usa la medicioacuten del calor para evaluar el calor especiacutefico (a traveacutes de la
ecuacioacuten 1) y una vez obtenido el calor especiacutefico a traveacutes de la calorimetriacutea se
puede determinar la capacidad caloriacutefica (mediante la ecuacioacuten 2) de una
sustancia soacutelida o liacutequida
229 Transferencia de calor
Es un proceso por el que se intercambia energiacutea en forma de calor entre
distintos cuerpos o entre diferentes partes de un mismo cuerpo que estaacuten a
distinta temperatura y fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a
regiones de bajas temperaturas El calor se transfiere mediante conveccioacuten
22
radiacioacuten o conduccioacuten Aunque estos tres procesos pueden tener lugar
simultaacuteneamente puede ocurrir que uno de los mecanismos predomine sobre
los otros dos (Bricentildeo 2015)
2291 Meacutetodos de transferencia de calor
Por definicioacuten calor es la energiacutea que se transfiere como resultado de una
diferencia o gradiente de temperatura Matemaacuteticamente es una cantidad
vectorial que fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a regiones de
bajas temperaturas (Maiquiza 2008) Los mecanismos baacutesicos de transferencia
de calor son
22911 Conduccioacuten
Es la transferencia de calor de una parte de un cuerpo a alta temperatura a otra
parte del mismo a menor temperatura o de un cuerpo a alta temperatura a otro
cuerpo a menor temperatura en contacto fiacutesico con eacutel La ley fiacutesica que
describe el calor por conduccioacuten se conoce como la primera Ley de Fourier
propuesta en 1822 (Bricentildeo 2015)
22912 Radiacioacuten
Es el proceso por el cual el calor es transferido por ondas electromagneacuteticas
(Bricentildeo 2015)
22913 Conveccioacuten
La transferencia de energiacutea en forma de calor se da desde una superficie hacia
un fluido (gas o liacutequido) en movimiento o del fluido en movimiento hacia la
superficie en contacto con eacutel o de una parte de fluido en movimiento a mayor
temperatura hacia otra parte del mismo fluido a menor temperatura Si el
movimiento del fluido se debe a la aplicacioacuten de alguna fuerza (bomba
abanico etc) se dice que existe conveccioacuten forzada Si el fluido se mueve por
diferencia de densidades debido a diferencias de temperaturas se dice que hay
conveccioacuten libre (Maiquiza 2008) Ejemplo flujo de agua caliente vapor que
condensa en direccioacuten del flujo
23
2210 Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN)
La RMN se basa en la respuesta de los nuacutecleos de hidroacutegeno cuando son
expuestos a un campo magneacutetico de alta homogeneidad Su principio fiacutesico
consta de un nuacutecleo de un elemento cuando es colocado bajo el efecto de un
campo magneacutetico este se puede alinear en la misma direccioacuten del campo o en
contra de eacutel diferenciaacutendose dos estados de energiacutea en donde el nivel de baja
energiacutea tambieacuten es denominado estado de equilibrio Debido a que la diferencia
entre ambos estados de equilibrio es muy pequentildea ciertas perturbaciones hacen
que los aacutetomos cambien faacutecilmente de un estado de energiacutea a otro (se crea una
situacioacuten de resonancia) emitiendo cierta cantidad de radiacioacuten en este proceso
siendo estas ondas lo que se capta en una herramienta de RMN lo cual
constituye el principio fiacutesico de su funcionamiento
El nuacutecleo de hidroacutegeno se puede considerar como una barra imantada cuyo eje
magneacutetico estaacute alineado con el eje del momento rotacional del nuacutecleo Cuando
no existe la influencia de ninguacuten campo magneacutetico los nuacutecleos estaacuten alineados
al azar El hidroacutegeno posee momento magneacutetico y es un elemento abundante
en los fluidos contenidos en el espacio poroso de las rocas Las herramientas de
RMN desarrolladas hasta ahora para la evaluacioacuten de formaciones son aplicadas
a la manipulacioacuten de nuacutecleos de hidroacutegeno el cual posee un solo protoacuten Grillo
et al (2014)
2211 Simulacioacuten de yacimientos
La simulacioacuten de yacimientos es una ciencia que combina la fiacutesica la
matemaacutetica la geologiacutea la ingenieriacutea de yacimientos y programacioacuten de
computadores para desarrollar herramientas que pronostiquen el
comportamiento de los yacimientos de hidrocarburos bajo diferentes
condiciones de operacioacuten (Sepuacutelveda 2005)
Esta ciencia es indispensable para obtener predicciones aproximadas del
desarrollo de un yacimiento Dicha necesidad nace del hecho que un proyecto
de recuperacioacuten de un campo de hidrocarburos involucra una inversioacuten de
24
cientos de millones de doacutelares y presenta varios riesgos que estaacuten asociados con
el desarrollo seleccionado y por tanto se precisa la evaluacioacuten y minimizacioacuten
de dichos riesgos Los factores que contribuyen al riesgo incluyen
Complejidad del yacimiento debido a las propiedades de
heterogeneidad y anisotropiacutea de las rocas
Variaciones regionales del flujo de fluidos y caracteriacutesticas de las
curvas de permeabilidades relativas
Complejidad del mecanismo de recobro de hidrocarburos
Aplicabilidad de otros meacutetodos predictivos limitados e inapropiados
22111 Etapas para la simulacioacuten de yacimientos
Para la creacioacuten de un modelo de simulacioacuten de yacimientos que permita
predecir el comportamiento del flujo de fluidos en el medio poroso se requiere
generar una representacioacuten del yacimiento a partir de datos geoloacutegicos
geofiacutesicos y de ingenieriacutea para crear el modelo estaacutetico Posteriormente integrar
esta informacioacuten geoloacutegica con la descripcioacuten de comportamiento
termodinaacutemico de los fluidos para estimar los voluacutemenes en sitio y finalmente
lograr aproximar el comportamiento del yacimiento a traveacutes de un modelo
dinaacutemico que permita evaluar distintos escenarios de explotacioacuten de las
reservas del yacimiento
En el modelo estaacutetico estaacute conformado por diversos sub-modelos los cuales se
trabajan por separado y luego se uniraacuten para formarlo
Modelo estructural este describe la geometriacutea del yacimiento como
fallas discontinuidad en las capas liacutemites del yacimiento
Modelo sedimentoloacutegico y estratigraacutefico caracteriacutesticas de la formacioacuten
productora liacutemites del yacimiento caracteriacutesticas del acuiacutefero ambiente
sedimentario predominante
25
Modelo petrofiacutesico contiene los datos de porosidad permeabilidad
volumen de arcilla saturacioacuten irreducible de agua y saturacioacuten de agua
movible (Sepuacutelveda 2005)
Modelo geomecaacutenico constituye una recoleccioacuten de los datos
necesarios para efectuar predicciones cuantitativas y cualitativas del
comportamiento esfuerzo-deformacioacuten de la roca yacimiento Estos
datos incluyen los esfuerzos presentes en el subsuelo la presioacuten de poro
las propiedades elaacutesticas la resistencia y la estructura de las rocas y
datos numeacutericos tales como la presencia de un intenso fracturamiento
natural (Cook 2016)
El modelo dinaacutemico se encarga de estudiar la hidraacuteulica de los fluidos
dentro del medio poroso el comportamiento de las presiones la
produccioacuten y el efecto de cada una de las variables involucradas en el
proceso permitiendo identificar el mejor escenario para la produccioacuten
eficiente del yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
Primero se identifican las condiciones iniciales y de frontera del modelo de
simulacioacuten luego se realiza una inicializacioacuten para reproducir las condiciones
originales de los fluidos presentes en el yacimiento posteriormente se ejecuta el
ajuste histoacuterico esto para comprobar la calidad del modelo una vez realizado
esto se puede llevar a cabo las respectivas predicciones del comportamiento del
modelo en el futuro (Sepuacutelveda 2005)
22112 Mecanismos de desplazamiento
Para obtener una descripcioacuten fiacutesica del yacimiento real es necesario conocer el
mecanismo de desplazamiento predominante (compresibilidad de la roca
liberacioacuten de gas en solucioacuten segregacioacuten de gas gravitacional empuje por
capa de gas y empuje hidraacuteulico) de acuerdo a esto el modelo debe representar
esta caiacuteda de presioacuten en el yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
26
22113 Propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades petrofiacutesicas se determinan en el laboratorio con pequentildeos
nuacutecleos obtenidos del yacimiento estas deben ser representativas del
yacimiento Para asegurar una mayor precisioacuten en estos datos se puede obtener
informacioacuten complementaria de estas propiedades Dicha informacioacuten la
proporcionan los registros geofiacutesicos y los anaacutelisis de prueba de presioacuten
Ademaacutes existen correlaciones numeacutericas para la obtencioacuten de estas
propiedades y pueden ser de utilidad en cuando no se tengan datos disponibles
(Sepuacutelveda 2005)
Los datos petrofiacutesicos que se necesitan para efectuar una simulacioacuten son
Porosidades
Permeabilidades
Saturaciones de agua petroacuteleo y gas
Presioacuten capilar entre diferentes interfaces
Permeabilidad relativa al agua petroacuteleo y al gas
Compresibilidad de la formacioacuten
22114 Propiedades PVT de los fluidos
Las propiedades de los fluidos son tambieacuten obtenidas en el laboratorio por
medio de muestras obtenidas de los pozos Para poder lograr una descripcioacuten
termodinaacutemica aceptable deben de realizarse tomas de muestras vaacutelidas y
representativas del fluido de yacimiento posteriormente someter las muestras a
condiciones de presioacuten volumen y temperatura que imiten las condiciones del
subsuelo para reproducir el comportamiento de los fluidos que permitan realizar
pronoacutesticos de produccioacuten durante la simulacioacuten numeacuterica (Sepuacutelveda 2005)
Las propiedades de los fluidos que generalmente se requieren en un trabajo de
simulacioacuten son
Factores de volumen del agua del petroacuteleo y del gas (Bw Bo Bg)
27
Relacioacuten de solubilidad del gas en el petroacuteleo y en el agua (Rso Rsw)
Viscosidades del agua del petroacuteleo y del gas (μw μo μg)
Compresibilidad del agua del petroacuteleo y del gas (Cw Co Cg)
Comportamiento de fases
Presioacuten de saturacioacuten
22115 Datos de produccioacuten
Cuando se trata de hacer un ajuste del modelo con la historia del yacimiento se
requieren conocer el meacutetodo de produccioacuten y la declinacioacuten de la presioacuten Estos
datos de produccioacuten que se necesitan para cada pozo se pueden desglosar en
los siguientes puntos
Flujo de petroacuteleo vs Tiempo
Flujo de gas vs Tiempo
Flujo de agua vs Tiempo
Presiones vs Tiempo
Ademaacutes es preciso contar con los iacutendices de productividad y si es el caso con
los iacutendices de inyeccioacuten de los pozos que integran el yacimiento En la praacutectica
generalmente se cuenta con un registro completo de la tasa de produccioacuten de
petroacuteleo de cada pozo pero no pasa lo mismo con los datos de produccioacuten de
gas y de agua cuya informacioacuten la mayoriacutea de las veces es limitada Por ello se
necesita que con los datos disponibles se elabore una graacutefica como la que se
presenta en la Figura 23 que permita interpolando obtener una informacioacuten
maacutes completa
28
Figura 23 Graacutefica tasas de fluidos en funcioacuten del tiempo (Sepuacutelveda 2005)
22116 Simulador de recuperacioacuten teacutermica
Este tipo de modelo se utiliza para simular el comportamiento de los
yacimientos sujetos a alguacuten proceso de recuperacioacuten mejorada por medio de
meacutetodos teacutermicos cuyo objetivo principal es proporcionar energiacutea caloriacutefica al
petroacuteleo con el fin de disminuir su viscosidad y de esta forma facilitar su flujo
hacia los pozos productores Este tipo de meacutetodos puede clasificarse en
Inyeccioacuten de fluidos calientes que pueden ser agua caliente o vapor
Combustioacuten en sitio
Calentamiento electromagneacutetico
Los simuladores que se emplean para este tipo de procesos son complejos
pues requieren el uso de correlaciones que describan las propiedades PVT de
los fluidos para n-componentes como funcioacuten de la presioacuten de la temperatura y
de la composicioacuten (Sepuacutelveda 2005)
22117 Descripcioacuten de la herramienta de simulacioacuten numeacuterica
Por sus siglas en ingleacutes ldquoComputer Modelling Grouprdquo (CMG) es una empresa
de simulacioacuten de yacimientos canadiense la cual cuenta con diferentes
softwares para la simulacioacuten de diferentes tipos de yacimientos
221171 BUILDERreg
Es el pre-procesador en 2D y 3D estaacute basada en MS-Windows que puede ser
usada para crear los datos de entrada dat (aset) para los simuladores los cuales
29
son IMEXreg GEMreg y STARSreg soportados por Builder Este cubre todas las
aacutereas de los datos de entrada en una interfaz sencilla para el usuario
incluyendo crear e importar celdas y propiedades de celda localizando pozos
importando los datos de produccioacuten o creando modelos de fluidos propiedades
roca-fluidos y condiciones iniciales A continuacioacuten se describe el empleado en
este trabajo
221172 STARSreg
Por sus siglas en ingleacutes ldquoSteam Thermal and Advanced Proceses Reservoir
Simulatorrdquo es el simulador pseudocomposicional utiliza valores-k teacutermico e
isoteacutermico quiacutemico y geomecaacutenico usados para analizar yacimientos
estimulados por quiacutemicos e ideal para modelar procesos de recuperacioacuten
avanzada que implica la inyeccioacuten de vapor solventes aire y quiacutemicos Su
cineacutetica de reaccioacuten robusta y capacidades geomecaacutenicas lo hacen el simulador
de yacimientos maacutes completo y flexible disponible en el mercado para modelar
los procesos de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo y gas
221173 RESULTSreg
Es un post-procesador donde se permite la visualizacioacuten y animacioacuten de los
resultados en 2D y 3D como graacuteficos y videos (CMG 2015)
2212 Sistema integral
Es aquel sistemas donde el valor de conductividad fue obtenido al estudiar un
tapoacuten saturado de fluidos (agua a saturacioacuten de agua residual y el resto del vo-
lumen poroso ocupado por petroacuteleo) es decir representa el sistema roca-fluido
evaluado como un elemento
2213 Sistema discreto
El escenario donde cada uno de los componentes del sistema (arena agua y
crudo) son estudiados por separado para obtener el valor de conductividad teacuter-
mica de cada elemento
30
2214 Modelo integral
Es aquel modelo que se genera en el simulador al introducir un uacutenico y mismo
valor de conductividad teacutermica para cada uno de los elementos presentes (flui-
dos y roca) Es decir la conductividades teacutermicas son iguales (Kr = Ko = Kw) y
es el valor obtenido del sistema integral
2215 Modelo discreto
Es aquel modelo que en el que se asigna el respectivo valor de conductividad
teacutermica a cada fase o elemento presente
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos
De los cuatro paraacutemetros teacutermicos propuesto para estudiar (calor
especiacutefico capacidad caloriacutefica volumeacutetrica difusividad teacutermica y
conductividad teacutermica) se realiza la introduccioacuten directa al simulador
de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y conductividad teacutermica e
indirectamente de calor especiacutefico y difusividad teacutermica ya que estos
valores son necesarios para la obtencioacuten de los paraacutemetros a introducir
El simulador solo admite el valor de capacidad caloriacutefica volumetriacutea de
la roca sin fluidos
Es importante acotar que para efecto del presente trabajo de
investigacioacuten se ha estudiado solo el caso de saturacioacuten de la muestra
con agua y petroacuteleo Por lo tanto no se hace referencia a las ecuaciones
ni keywords que representan a la fase gaseosa o soacutelida
Al realizar el estudio de RMN y calorimetriacutea para la obtencioacuten de los
paraacutemetros teacutermicos (del sistema no consolidado con fluido) la
muestra se encontraba a la saturacioacuten de agua y petroacuteleo inicial y no se
verificoacute si ocurrioacute alguna variacioacuten de la saturacioacuten del agua por efecto
del aumento de temperatura (evaporacioacuten) tampoco fue estudiado la
31
variacioacuten de los valores de paraacutemetros teacutermicos al realizar el aumento
de la saturacioacuten de agua (barrido de la prueba de desplazamiento)
consideraacutendose dicha variable en el caacutelculo de la conductividad total
del sistema
El simulador emplea las siguientes ecuaciones para el caacutelculo de
capacidad caloriacutefica total y de conductividad teacutermica total
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total
La capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total se calcula con STARSreg mediante una
ponderacioacuten (por volumen) de las capacidades caloriacuteficas de las fases presentes
en el sistema se introduce el valor de la capacidad de la roca y el valor de las
capacidades de los fluidos es calculado internamente por el simulador a partir
de los datos PVT donde calcula los calores especiacuteficos que obtiene a traveacutes de
las entalpias y lo multiplica por los valores de densidad Se calcula mediante la
siguiente ecuacioacuten
119862119907119905119900119905119886119897 = (1ndash 120593119907) middot 119862119907119903 + 120593119891 (119878119908 middot 119862119907119908 + 119878119900 middot 119862119907119900) (Ec6)
Doacutende
119862119907119903 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca 119862119907w capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica del agua 119862119907119900 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica del petroacuteleo 120593119907
corresponde a la porosidad del vaciacuteo (soacutelido maacutes fluidos) 120593119891 corresponde a la
porosidad de los fluidos (fluidos solamente)
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total
Para el caacutelculo de la conductividad teacutermica total THCONMIX existen 3
meacutetodos o ecuaciones que se utilizan para mezclar las conductividades teacutermicas
de la roca y de las fases Las opciones de mezclado afectan los valores de
conductividad teacutermica de la roca y fases A continuacioacuten se presentan las
opciones que posee el simulador para realizar este caacutelculo
32
221612 Simple
Al habilitar esta opcioacuten se pueden introducir los valores de forma integral
(asignando el mismo valor de conductividad a los elementos presentes en este
caso roca thconr agua thconw y crudo thcono) para especificar una
conductividad teacutermica constante (independiente de la porosidad saturacioacuten y
temperatura) Este escenario resulta apropiado cuando la conduccioacuten teacutermica no
aporta de manera significativa al proceso de recuperacioacuten por ej casos a
escala de campo con gradientes de temperatura modestas entre bloques
De lo contrario para el caso de los modelos discretos se asigna el respectivo
valor de conductividad de cada elemento (rocas y fases)
La ecuacioacuten de mezclado ponderada por volumen SIMPLE de la
conductividad teacutermica es
119870119898119894119909 = 120593119891(119870119908119878119908 + 119870119900119878119900) + (1 minus 120593119907)119870119903 (Ec7)
Doacutende
119870119908 conductividad teacutermica del agua 119870119900 conductividad teacutermica del petroacuteleo 119870119903
conductividad teacutermica de la roca
221613 Complex
La palabra clave COMPLEX especifica el mezclado de las conductividades
teacutermicas de la roca y las fases Al contrario que el caso Simple se requiere
especificar las respectivas propiedades teacutermicas para cada fase presente
Mezcla no lineal
Las conductividades teacutermicas se ponderan mediante uso de la correlacioacuten de
Anand (1973) El valor de la conductividad teacutermica de la mezcla de liacutequido-
roca (kLminusr) se expresa de la siguiente manera
33
kLminusr = (So ko+Sw kw)
(So+Sw)lowast
(kr
(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)028minus0757lowastlog10emptyminus0057lowastlog10(
kr(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)
(Ec8)
221614 Temper
La opcioacuten TEMPER especifica el tipo de mezclado COMPLEX con una
correccioacuten de temperatura adicional Somerton (1974) realiza una correccioacuten
por efecto de temperatura En el simulador STARSreg esta modificacioacuten se
puede realizar despueacutes de calcular el valor de la conductividad teacutermica de la
mezcla de liacutequido-roca La unidad de κ se expresa en Jm-diacutea-degK y la unidad de
temperatura es (degK)
k = kLminusr ndash17524x10minus5(TndashTr)( kLminusr ndash 119616)kLminusrminus064kLminusr(18 lowast 10minus3 middot T)minus36784lowast10minus6lowast kLminusr
(Ec9)
Donde
T valor de la temperatura respectivo a cada espacio de tiempo (degK) Tr
temperatura de referencia (degK)
Temperatura que corresponde a los siguientes datos de entrada
1 Datos de densidad liacutequida (MOLDEN MASSDEN o MOLVOL)
2 Datos de entalpiacutea de la fase liacutequida y fase gas (CPL1 CPG1 etc)
3 Capacidad de formacioacuten de calor (ROCKCP)
4 Datos de conductividad (thconr thconw thcono)
Esta opcioacuten de dependencia de temperatura se considera obsoleta y ha sido
reemplazada efectivamente por la palabra clave THCONTAB
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB)
Es una opcioacuten que se encuentra en la misma ventana donde se ingresa los
valores de conductividad de cada fase (ver la parte inferior de la figura 414) Al
habilitarla permite seleccionar si los valores de conductividad a ingresar son
isotroacutepicos o anisotroacutepicos Al seleccionar la opcioacuten conductividad isotroacutepica
34
permite especificar los valores de conductividad de roca agua petroacuteleo gas y
soacutelido (Kr Kw Ko Kg y Ks) correspondiente a cada valor de temperatura
considerando que conserva la misma magnitud en cualquier direccioacuten Al
seleccionar la opcioacuten conductividad anisotroacutepica permite ademaacutes de especificar
los valores de conductividad en las direcciones i j k de cada fase a una
respectiva temperatura se puede considerar la variacioacuten de la magnitud en las
distintas direcciones espaciales
No se puede usar las palabras claves THCONMIX TEMPER con esta
opcioacuten Si solamente hay una fila la conductividad teacutermica no variacutea con la
temperatura Las entradas de temperatura deben colocarse en orden creciente y
espaciada de manera uniforme
Al habilitar THCONTAB se especifica valores de la roca y de todos los
fluidos esto anula y reemplaza los valores especificados por las palabras claves
thconr thconw y thcono
35
CAPIacuteTULO III
AacuteREA DE ESTUDIO
31 Descripcioacuten del aacuterea de estudio
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco
La Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se encuentra localizada en el aacuterea central
de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela y se extiende entre los estados
Monagas Anzoaacutetegui y Guaacuterico a unos 450 Km de Caracas Distrito Capital de
la Repuacuteblica Como puede observarse en la figura 31 en la actualidad se
encuentra dividida en cuatro (4) aacutereas de produccioacuten denominadas Boyacaacute
Juniacuten Ayacucho y Carabobo con una extensioacuten total de 55314 Km2 (de los
cuales 11555 Km2 se encuentran bajo produccioacuten de crudo extra-pesado) y
limita al sur con el riacuteo Orinoco (Puerta 2015)
Figura 31 Faja Petroliacutefera del Orinoco Fuente Puerta (2015)
36
312 Aacuterea de Carabobo
El aacuterea correspondiente a Carabobo consiste en una franja que se extiende
desde el sureste del Estado Anzoaacutetegui cubriendo toda la parte meridional del
estado Monagas con una longitud de alrededor de 160 Km por unos 45 Km de
ancho Como puede apreciarse en la Figura 32 el aacuterea Carabobo limita al norte
con las llanuras surentildeas del estado Monagas al sur con el riacuteo Orinoco al este
con el estado Delta Amacuro y al oeste con el aacuterea Ayacucho de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco (Puerta 2015)
Figura 32 Aacuterea de Carabobo y sus liacutemites territoriales Fuente Puerta (2015)
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas
El aacuterea de Carabobo forma parte del flanco sur de la cuenca sedimentaria
oriental de
Venezuela Eacutesta es una cuenca asimeacutetrica cuyo eje mayor va en direccioacuten este-
oeste su origen se remonta al periacuteodo Paleozoico y que en los periacuteodos
siguientes fue adquiriendo su configuracioacuten actual completaacutendose desde el
Terciario hasta el presente (Puerta 2015)
La Cuenca Oriental de Venezuela constituye la segunda cuenca petroliacutefera en
importancia para el paiacutes entre las cuatro existentes y estaacute delimitada hacia el
norte por la Cordillera de la Costa al sur por el Macizo Guayaneacutes al este por la
37
plataforma del Delta del Orinoco y al oeste por el lineamiento de El Bauacutel tal y
como se puede apreciar en la figura 33
Figura 33 Cuencas Petroliacuteferas de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela Fuente Puerta
(2015)
314 Estratigrafiacutea regional
La columna estratigraacutefica de Carabobo comienza con un complejo iacutegneo-
metamoacuterfico de edad pre-caacutembrica que se constituye como Basamento Le
sigue en contacto discordante la Formacioacuten Oficina de edad Mioceno Inferior a
Medio con sus cuatros miembros como son Morichal Yabo Jobo y Piloacuten
siguiendo la Formacioacuten Freites de edad Mioceno Superior y por uacuteltimo las
Formaciones Las Piedras-Mesa que corresponden al Plioceno-Pleistoceno y que
no es posible diferenciarlas en el aacuterea (Puerta 2015)
315 Miembro Morichal
Es el maacutes profundo de todos representado por una secuencia de arenas
transgresivas cuarzosas de color marroacuten de grano medio con pobre
escogimiento poco consolidadas intercaladas con capas de lutitas y limolitas
con presencia de intervalos de carboacuten Hacia la base del intervalo existen arenas
masivas poco consolidadas asociadas a un ambiente fluvial donde pueden
encontrarse espesores importantes mientras que en la seccioacuten media y superior
38
se observan arenas intercaladas con lutitas y limolitas con presencia de
carbones que fueron depositados en un ambiente deltaico en el que los
espesores de arena son menores Hacia el este de Carabobo el miembro
Morichal se va reduciendo hasta desaparecer y acuntildearse contra el Alto de
Uverito El contacto inferior es discordante con el basamento iacutegneo-
metamoacuterfico al sur y con el Cretaacutecico al norte y concordante en el tope con el
miembro Yabo de la misma formacioacuten (Puerta 2015)
A continuacioacuten se muestra en la figura 34 la columna estratigraacutefica tipo para el
aacuterea de Carabobo presentado en profundidad y edad geoloacutegica
Figura 34 Configuracioacuten Estructural Fuente Archivos de Petroindependencia SA
En cuanto a la configuracioacuten estructural se interpreta mediante informacioacuten
siacutesmica que consiste en un suave e irregular homoclinal fallado de rumbo este-
oeste a norestesuroeste con un buzamiento general al norte-noroeste con un
aacutengulo que oscila entre 2ordm y 4ordm Fallas de tipo normal afectan principalmente al
basamento y la parte inferior de la Formacioacuten Oficina por lo que se interpreta
que eacutestas se originaron antes de la sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y
se reactivaron con cada evento tectoacutenico que ocurrioacute desde el Mioceno hasta el
presente asiacute como tambieacuten se formaron nuevas fallas que afectan uacutenicamente la
secuencia sedimentaria El fallamiento principal tiene orientacioacuten noreste-
39
suroeste y buzamientos al suroeste y sureste Tambieacuten se observan algunas
fallas de orientacioacuten noroeste-sureste esteoeste y norte-sur con buzamientos de
orientacioacuten variable Las fallas del basamento se formaron antes de la
sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y se reactivaron con cada evento
tectoacutenico que ocurrioacute al norte de Venezuela entre las placas Caribe y
Sudameacuterica desde el Mioceno al presente asiacute como tambieacuten se formaron
nuevas fallas que solo afectan a la secuencia sedimentaria El desplazamiento
vertical de las fallas que afectan el basamento y la parte inferior de la secuencia
sedimentaria variacutea de 50 a 200 pies (Puerta 2015)
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas
Los principales yacimientos del aacuterea de Carabobo corresponden a las unidades
inferior medio y superior del miembro Morichal de la Formacioacuten Oficina
dicha seccioacuten posee desde 200 hasta 1100 pies de espesor a lo largo de toda el
aacuterea Estas arenas fueron originadas de las tierras altas de Guayana al Sur del
Orinoco en donde los riacuteos que fluiacutean hacia el norte arrastraron las arenas y
fueron depositadas como una sucesioacuten de canales fluviales deltas y ambientes
marinos someros La zona maacutes profunda Morichal Inferior es un depoacutesito
fluvial de arenas que por lo general presenta una orientacioacuten Norte-Sur
Morichal Medio por su parte es una unidad de arena de origen fluvio-deltaico
que se acuntildea hacia la zona central de las aacutereas sur y noreste La unidad Superior
es una seccioacuten de arena deltaica a marino somera que predomina en las aacutereas
sur y este de Carabobo En el caso de los miembros Jobo y Piloacuten eacutestos tambieacuten
poseen acumulaciones de hidrocarburos importantes pero se consideran como
secundarias en el aacuterea de la empresa mixta (Puerta 2015)
40
CAPIacuteTULO IV
MARCO METODOLOacuteGICO
41 Tipo de la investigacioacuten
La modalidad de la investigacioacuten cumple con las caracteriacutesticas del tipo
evaluativo
Seguacuten el autor (Zapata 2013) define
ldquoProceso sistemaacutetico disentildeado intencional y teacutecnicamente de recogida de
informacioacuten valiosa vaacutelida y fiable orientado a valorar la calidad y los logros
de un programa como base para la posterior toma de decisiones de mejora tanto
del programa como del personal implicado y de modo indirecto del cuerpo
social en el que se encuentra inmersordquo
En esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten numeacuterica
con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un sistema en el
que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y continua para a
su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y calorimetriacutea
para determinar dichas propiedades teacutermicas
42 Disentildeo de la investigacioacuten
La investigacioacuten se fundamenta bajo los principios de un disentildeo experimental
Seguacuten el autor Arias (2012) define
41
ldquoEl disentildeo experimental es aquel donde el investigador manipula una variable
experimental no comprobada bajo condiciones estrictamente controladas Su
objetivo es describir de queacute modo y porque causa se produce o puede
producirse un fenoacutemeno Busca predecir el futuro elaborar pronoacutesticos que una
vez confirmados se convierten en leyes y generalizaciones tendentes a
incrementar el cuacutemulo de conocimientos pedagoacutegicos y el mejoramiento de la
accioacuten educativardquo
Entonces al realizar los distintos tipos de simulaciones con los respectivos
anaacutelisis de sensibilidad se estaacute realizando experimentos con el fin de evaluar la
influencia del fenoacutemeno fiacutesico de transferencia de calor mediante el simulador
STARSreg alimentado por los datos obtenidos de pruebas de laboratorio
utilizando mediciones de propiedades teacutermicas de un sistema continuo y
discreto para la prediccioacuten del comportamiento del yacimiento al aplicar
meacutetodos de recuperacioacuten mejorada
43 Procedimiento metodoloacutegico
El presente estudio estaacute conformado en esencia por cinco fases las cuales a su
vez se componen internamente en diferentes etapas que cumplen con funciones
vitales para alcanzar de manera eficaz el objetivo general de la investigacioacuten
En la Figura 41 es posible observar el avance del estudio de acuerdo a sus (5)
fases
42
Figura 41 Fases de la metodologiacutea aplicada
431 Revisioacuten bibliograacutefica
En esta fase se llevoacute a cabo una revisioacuten bibliograacutefica necesaria para la
compresioacuten y realizacioacuten de la investigacioacuten todo relacionado a los meacutetodos de
recuperacioacuten teacutermicos simulacioacuten numeacuterica de yacimientos y paraacutemetros
teacutermicos
El material bibliograacutefico consultado comprende publicaciones libros revistas
y manuales teacutecnicos de diversas fuentes nacionales e internacionales como
PDVSA PDVSA-INTEVEP SPE SCHLUMBERGER entre otros Trabajos
especiales de grado de universidades nacionales como la UCV LUZ y UNEF e
internacionales como la USCO y EPN tambieacuten aportaron valiosa informacioacuten
Ademaacutes fue indispensable el estudio de manuales y guiacuteas como los de
FEDUPEL para la redaccioacuten y metodologiacutea de redaccioacuten del trabajo y CMG del
cual se obtuvieron las instrucciones para el uso de la herramienta y las
ecuaciones que emplea el simulador
43
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten
A continuacioacuten se presentan los procedimientos ejecutados por (Doumat 2016)
donde se obtuvieron los datos necesarios para alimentar el simulador por ello
se presenta una explicacioacuten amplia de todo el proceso
Preparacioacuten del tapoacuten para la simulacioacuten fiacutesica
El tapoacuten fue tomado directamente de cortes de nuacutecleos pertenecientes al Campo
Petrocarabobo utilizando un cilindro metaacutelico para la toma de muestra estos
estaban a una presioacuten de yacimiento de 1400 psi Se trabajoacute con nuacutecleos
uniformes que no estuviesen agrietados ya que las grietas son consideradas
una alteracioacuten del medio poroso debido a que es un espacio donde se puede
almacenar fluido y no es natural del sistema En la Tabla 41 informacioacuten de la
muestra tomada
Tabla 41 Valores de las dimensiones de las muestra a estudiar
Profundidad
(Pies)
Longitud
(cm)
Diaacutemetro
(cm)
Aacuterea
(cm3)
3117 415 376 1110
Antes de ser sometida a las pruebas la muestra debe ser sometida a la presioacuten de
confinamiento empleando para ello un sistema coreholder (celda topes manga
de vitoacuten) como se muestra en la Figura 42 El sistema se coloca dentro de la
celda de confinamiento se antildeade agua hasta cubrirlo completamente y se
acopla la rosca superior de la celda Luego a traveacutes de la bomba de inyeccioacuten
automaacutetica (tipo jeringa modelo Teledyne Isco 500D) se comienza a
proporcionar presioacuten mediante el llenado de la celda con el fluido de
confinamiento (agua) hasta alcanzar el valor deseado (en este caso 1400 lpc) y
una vez alcanzado este valor se detiene la bomba y se retira la muestra de la
celda
44
Figura 42 Sistema para confinamiento de muestras de roca no consolidadas Fuente Intevep
SA Centro de Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
Una vez confinadas la muestra se empaqueta con material termoencogible (ya
que no ejerce influencia sobre los resultados obtenidos en las pruebas
realizadas) Para esto fue necesario cortar un pedazo del material en forma
ciliacutendrica de aproximadamente 5 cm de longitud y 4 cm de diaacutemetro el material
se adaptoacute al tapoacuten con ayuda de un soporte metaacutelico que se ajustoacute al tamantildeo de
la muestra a empaquetar (Figura 43)
Figura 43 Proceso completo de empaque de muestras Fuente PDVSA-Intevep
La dimensioacuten de este cilindro de muestra (tapoacuten) se debe ajustar al
portamuestra (coreholder o celda triaxial) del simulador fiacutesico de yacimientos
45
en el que posteriormente se realizaraacuten las etapas de desplazamiento de fluidos
(maacuteximo 70 cm de longitud por 37 cm de diaacutemetro)
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para RMN
Una vez preparados los tapones se definieron las condiciones de ensayo (T2
TAU min diff y Ns) las cuales se establecieron a partir de pruebas empleando
la teacutecnica de RMN en el equipo RMN-Maran DRX 2 (Figura 44) a fin de
obtener los valores de difusividad teacutermica del sistema en consideracioacuten
Donde
T2 Es el tiempo de relajacioacuten necesario para reorientar los protones en la
direccioacuten del campo magneacutetico perturbador (90deg-180deg)
TAU (τ) Es el tiempo secuencial necesario para el reenfoque de los protones en
el plano transversal en el que se encuentran desorientados
Miacutenimo coeficiente de difusioacuten (min diff) Es el tiempo miacutenimo requerido para
visualizar la curva de difusioacuten
Numero de barridos (Ns) Nuacutemero de veces que el equipo recorre la muestra
Tiempo de corrida (Tc) Tiempo que el equipo tarda en escanear la muestra
En la determinacioacuten de estos paraacutemetros se utilizoacute como punto de apoyo los
valores reportados por Halliburton (2001) para cada variable (ANEXO A) En
la Tabla 42 se reportan los valores de las variables que se establecieron en las
pruebas de RMN con los cuales se logroacute determinar de forma oacuteptima los
tiempos de ejecucioacuten para la metodologiacutea
Tabla 42 Condiciones empleadas en la teacutecnica de RMN
T2 (ms) TAU min Diff (m2sec x 10
9) Ns Tc (min)
100 - 500 85 025 20 141
46
Figura 44 Resonador Maran Ultra DRX 2 Fuente PDVSA-Intevep
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para calorimetriacutea
Una vez realizadas las pruebas de RMN se realizaron pruebas para definir los
demaacutes paraacutemetros teacutermicos empleando la teacutecnica de calorimetriacutea con el fin de
obtener la temperatura de equilibrio (Te) y posteriormente determinar el calor
especiacutefico y la capacidad caloriacutefica Para ejecutar esta teacutecnica se necesitoacute un
vaso teacutermico una termocupla (marca thermoline) agua destilada y el tapoacuten del
yacimiento petroliacutefero los cuales se muestran en la Figura 45
Figura 45 Instrumento para la realizacioacuten de la prueba calorimeacutetrica Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de las propiedades teacutermicas
Definidas las condiciones de ensayo para las teacutecnicas de RMN (para la
obtencioacuten directa de difusividad teacutermica) y calorimetriacutea (obtencioacuten de calor
47
especiacutefico al aplicar la ecuacioacuten 1) se estimaron los otros fenoacutemenos teacutermicos
asociado a la muestra tapoacuten capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al multiplicar el
calor especiacutefico por la densidad y la conductividad teacutermica producto de la
multiplicacioacuten de la difusividad la densidad y el calor especiacutefico Se generoacute
una ecuacioacuten por cada muestra representativa para cada propiedad teacutermica lo
que sirvioacute finalmente para interpolar cada paraacutemetro teacutermico en el rango de
temperatura estudiado (50degC ndash 200degC) saturado y no saturado de fluidos Se
observoacute una graacutefica de cada fenoacutemeno teacutermico en funcioacuten del rango de
temperatura
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados
con fluidos
Para la estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas de yacimientos
petroliacuteferos no consolidados con fluido (agua de formacioacuten y crudo pesado) se
evaluacuteo el efecto de la temperatura
Temperatura en las pruebas de evaluacioacuten teacutermica se consideroacute las
temperaturas de 50 100 120 y 200 degC Ese cambio de temperatura genera una
variacioacuten considerable en la viscosidad del crudo al igual que en las
propiedades teacutermicas de los sistemas de yacimientos
Presioacuten las pruebas ejecutadas fueron realizadas a la presioacuten atmosfeacuterica
Saturacioacuten de agua residual se trabajoacute a condicioacuten real del yacimiento con un
Swirr entre 85 garantizando la saturacioacuten de agua de formacioacuten lo maacutes
similar a la del yacimiento
Luego de obtenidos los datos se procedioacute a realizar una graacutefica en Excel de los
paraacutemetros teacutermico en del caso no consolidado asociado a Petrocarabobo
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados sin
fluidos
48
Para poder estimar las propiedades asociadas a no consolidados sin fluidos se
ejecutaron los pasos descritos anteriormente que se realizaron para la muestra
saturada pero previamente el tapoacuten fue sometido a un proceso de limpieza para
eliminar los residuos de crudo y fluidos de perforacioacuten Mediante un equipo de
extraccioacuten Soxhlet o Dean-Stark (Figura 46) Utilizando los solventes
adecuados para remover hidrocarburos y extraccioacuten de sales del agua de
formacioacuten
Figura 46 Equipo de limpieza de muestras Dean-Stars A) antes de la limpieza de muestra y B)
durante la limpieza de muestras
Despueacutes de limpiar el tapoacuten se determinaron las propiedades teacutermicas bajo estas
condiciones a fin de conocer la influencia que ejerce la composicioacuten
mineraloacutegica de la formacioacuten Se evaluacuteo el efecto de la temperatura a
condiciones de yacimiento
Determinacioacuten de la conductividad teacutermica de los fluidos
Se determinoacute con la ecuacioacuten 5 la conductividad del petroacuteleo y con la Tabla 23
la conductividad del agua
Determinacioacuten de propiedades petrofiacutesicas
49
Un paso fundamental consiste en la estimacioacuten del volumen poroso porosidad
y permeabilidad absoluta al aire empleando el equipo CMS 300 automatizado
Este sistema obtiene los valores de voluacutemenes porosos basaacutendose en la Ley de
Boyle [P][V] = constante para una presioacuten de confinamiento dada El
procedimiento consiste en ingresar al sistema la cantidad de muestras a medir
junto con las caracteriacutesticasidentificacioacuten de cada una de ellas (longitud
diaacutemetro y peso) Indicando la presioacuten a la cual se realizaraacuten las mediciones los
resultados obtenidos son volumen poroso porosidad permeabilidad al aire y
permeabilidad corregida por efecto Klinkenberg
Preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica
La preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica consistioacute en la disolucioacuten de
sales inorgaacutenicas (Bicarbonato de sodio Sulfato de Sodio Cloruro de Sodio
Cloruro de Calcio di-hidratado Cloruro de Magnesio hexa-hidratado
Carbonato de Sodio Cloruro de Potasio y Cloruro de Bario di-hitradatado) en
agua destilada Primeramente se burbujeoacute el agua destilada con dioacutexido de
carbono (CO2) para evitar la precipitacioacuten de sales Posteriormente se realiza a
una agitacioacuten constaste burbujeando Dioacutexido de Carbono para evitar la
precipitacioacuten de carbonatos evitando la perdida de condiciones oacuteptimas de
disolucioacuten (Carrero 2011)
44 Caracterizacioacuten de los fluidos
Formulacioacuten de la salmuera
Se prepararon dos litros de salmuera para los cuales fue necesaria la siguiente
cantidad de sales que se muestran en la Tabla 43 en el orden que se presentan
para que no se precipite ninguacuten compuesto
50
Tabla 43 Composicioacuten de la salmuera
Sal Cantidad (g)
NaHCO3 813
Na2SO4 001
NaCl 3107
CaCl2x2H2O 176
MgCl2x6H2O 263
Na2CO3 000
KCl 000
BaCl2x2H2O 036
Densidad del agua de formacioacuten
Para determinar la densidad del agua de formacioacuten asociada al campo
Petrocarabobo se usoacute el densiacutemetro DMA 35N Antoacuten Paar (Figura 47) la
teacutecnica consiste en introducir el agua de formacioacuten en un capilar (en este caso a
una temperatura de 80 ordmC) y de forma automaacutetica arroja el valor de la densidad
en gcm3 y la temperatura de medicioacuten en degC
Figura 47 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 35N Fuente PDVSA-Intevep
Viscosidad del crudo extra-pesado
Para determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030
(figura 48) que opera por medio de la rotacioacuten de un cilindro el cual se
sumerge en el material a analizar midiendo la resistencia de esta substancia a
una velocidad seleccionada La muestra de crudo fue integrada al sistema
51
automaacutetico de medicioacuten y el equipo realizoacute la medicioacuten de la viscosidad en un
rango de temperatura de 40 ndash 264 degC arrojando valores de viscosidad en cP
para cada valor de temperatura
Figura 48 Retrovisco RV 2030 MARCA HAAKE Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de curvas de permeabilidad relativa
Esta metodologiacutea consiste en realizar una prueba a condiciones de yacimiento
(presioacuten temperatura y velocidad de flujo) una prueba que reproduzca la
manera coacutemo se mueven los fluidos en el yacimiento de forma tal que se
puedan ajustar los paraacutemetros necesarios a fin de obtener una reproduccioacuten maacutes
real de las propiedades de interaccioacuten roca fluido presente en los yacimientos
Mediante este meacutetodo se efectuacutea el desplazamiento de los fluidos a traveacutes del
medio poroso de acuerdo al meacutetodo no estacionario (dinaacutemico) el cual
considera el desplazamiento de un fluido por otro (Araujo 2004)
Las pruebas de desplazamiento de fluidos en medio poroso se realizan en
tapones de roca real (arena) de yacimiento limpios instalados en una celda
porta-nuacutecleos tipo Hassler colocada en un horno a la temperatura de trabajo (en
este estudio 68 degC) El sistema se denomina simulador fiacutesico de yacimientos y
52
consta de una celda porta-nuacutecleos dos cilindros de tipo pistoacuten (contenedores de
fluidos agua y crudo) dos bombas de inyeccioacuten tipo jeringa (una para confinar
a presioacuten constante y otra para inyeccioacuten a tasa constante) un sistema de
transductores de presioacuten vaacutelvulas y horno para mantener todo el sistema a la
temperatura de trabajo ver Figura 49
Figura 49 Diagrama de un simulador fiacutesico de yacimientos Fuente Intevep SA Centro de
Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
El procedimiento seguido se detalla a continuacioacuten (Figura 410)
Inyeccioacuten de agua de formacioacuten hasta saturacioacuten 100 del medio poroso y
estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P1) para el caacutelculo de la permeabilidad
al agua a la temperatura de trabajo en cada caso
Etapa de drenaje primario Inyeccioacuten de petroacuteleo a tasa de flujo de referencia
constante (005 cm3min) hasta estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P2) y
se contabiliza el volumen maacuteximo de agua recuperado Se determina la
53
permeabilidad efectiva al petroacuteleo (Ko) a condicioacuten de saturacioacuten de agua
irreducible (Swi)
Etapa de imbibicioacuten Inyeccioacuten de agua de formacioacuten a tasa de flujo de
referencia constante y recoleccioacuten de voluacutemenes de fluido producido (crudo y
agua) en diferentes etapas (menor a mayor volumen) registrando en cada
oportunidad el diferencial de presioacuten correspondiente (de acuerdo al siguiente
esquema P3 P4 P5 P6 etc) Se determina la permeabilidad efectiva al agua
(Kw) a condicioacuten de saturacioacuten de petroacuteleo residual (Sor)
Figura 410 Esquema del procedimiento experimental para la determinacioacuten de curvas de
permeabilidad relativa por el meacutetodo de estado no estacionario Fuente Diacuteaz (2014)
Para la generacioacuten de las curvas de permeabilidad relativa mediante el meacutetodo
convencional se analizaron los datos obtenidos de acuerdo a la metodologiacutea de
caacutelculo denominada modelo hiacutebrido (MDC) que combina caacutelculos matemaacuteticos
que abarcan el meacutetodo JBN (comportamiento de flujo fraccional) y el uso de
correlaciones de Willie y Corey amp Asociados Maacuterquez et al (2014) tanto para
54
el proceso de drenaje como imbibicioacuten de manera de obtener las curvas de
permeabilidades relativas para cada muestra de yacimiento estudiada
Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de
permeabilidad relativa
Entre los aspectos destacables se puede resumir que adicional al efecto
principal que incide en la disminucioacuten de la viscosidad del petroacuteleo al
aumentar la temperatura se evidencioacute tambieacuten reduccioacuten de la saturacioacuten
residual de petroacuteleo (Sor) aumento de la saturacioacuten de agua irreducible (Swi)
desplazamiento del punto de cruce (Krw=Kro Sw) a valores mayores de
saturacioacuten de la fase mojante (agua) y disminucioacuten de la Ko (permeabilidad
efectiva al crudo) Figura 411
La condicioacuten de mojado inferida muestra que las arenas analizadas tienden a ser
maacutes afines por el agua a medida que la temperatura aumenta
Figura 411 Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de permeabilidad relativa
para muestras del Campo Petrocarabobo
Elaboracioacuten del modelo de simulacioacuten en Starsreg
A partir de este punto se explica una serie de procedimientos realizados para la
construccioacuten de los modelos numeacutericos para simular una prueba de
desplazamiento con agua caliente a nivel laboratorio se definieron las matrices
55
de sensibilidades donde se evaluaron los paraacutemetros teacutermicos de forma discreta
e integral
45 Uso de Starsreg
Una vez recolectado los valores petrofiacutesicos los paraacutemetros teacutermicos y
evaluados los fenoacutemenos de interaccioacuten roca fluido se procedioacute a organizar los
datos en el orden que deben ser introducidos en el simulador El simulador
numeacuterico empleado es Starsreg de CMG siendo requerido para su utilizacioacuten el
reconocimiento de su interfaz y de los datos requeridos para su ejecucioacuten asiacute
como la justificacioacuten de la realizacioacuten de las pruebas descritas y de otros
valores suministrados en campo
La herramienta Builder de CMG se empleoacute como un pre-procesador para la
construccioacuten de la malla considerando unidades de laboratorio y porosidad
singular la fecha inicial del proyecto es el 10 de octubre del 2018 hasta el 21 de
agosto y se considero un modelo de fluidos Black Oil de dos fases
451 Construccioacuten del mallado
Se escogioacute el sistema de mallado cartesiano por lo que las dimensiones
ciliacutendricas de la muestra (Tabla 44) debioacute ser convertida a una geometriacutea
cartesiana equivalente (paralelepiacutepedo) con las dimensiones que indica la Tabla
45 respetando los valores de aacuterea transversal y de longitud en este caso el
aacuterea del circulo fue trasformada a la de un cuadrado como se muestra la Figura
412
Tabla 44 Dimensiones de la muestra en forma de cilindro
Dimensiones del cilindro
Diaacutemetro (cm) Aacuterea (cm2) Altura (cm) Volumen (cm
3)
376 111 416 4613
56
Figura 412 Transformacioacuten del aacuterea transversal para la construccioacuten del mallado
Establecimiento de tamantildeo y cantidad de las celdas para el mallado se
colocaron 50 celdas en direccioacuten I 1 celda en direccioacuten J 1 celda en direccioacuten
K cuyas dimensiones se muestran en la Tabla 45
Tabla 45 Dimensiones de las celdas del mallado
Informacioacuten
de las celdas
Direccioacuten Volumen
Total I J K
Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo
M 18 50 00831 1 33322 1 33322 461356
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades de la Tabla 46 fueron colocadas en la seccioacuten de ldquoArray
Propertyrdquo estas fueron suministradas por PDVSA-Intevep obtenidas a traveacutes de
la realizacioacuten de las pruebas descritas anteriormente en los laboratorios de
interaccioacuten roca-fluido
Tabla 46 Informacioacuten petrofiacutesica de la muestra
Propiedades Petrofiacutesicas
Tope de la arena (cm) 0
Espesor de la arena (cm) 333
Porosidad () 3789
Permeabilidad (mD) (I J K) 410417
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca
En esta seccioacuten se encuentran tres pestanas donde se realiza en suministro de
los datos teacutermicos requeridos por el modelo estas pestantildeas son
compresibilidad de la roca
57
Figura 413 en la que se incorporan los valores de compresibilidad de la roca y
de la presioacuten de poro de referencia
Figura 413 Ventana para ingresar los datos de compresibilidad de la roca y presioacuten de
porosidad de referencia
En la pestantildea de propiedades teacutermicas se suministran los valores de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se selecciona el tipo de mezclado para la
conductividad se aplica o no la herramienta de la tabla de dependencia de
temperatura para la conductividad teacutermica Thcontab y se especifica que se
considera una conductividad teacutermica isotroacutepica
Figura 414
58
Figura 414 Ventana de las propiedades teacutermicas
En la figuraFigura 415 se muestra la pestantildea de peacuterdida de calor por las rocas
adyacentes en la que se indica que no hay peacuterdidas de calor especificando que
las rocas suprayacente e infrayacente no poseen la propiedad de conductividad
teacutermica (valor cero) ni capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
Figura 415 Ventana de las peacuterdidas de calor por las rocas adyacentes
Se considera propiedades teacutermicas isotroacutepicas en las distintas direcciones (I J
K) ya que no se disponen de informacioacuten de laboratorio que permita concluir lo
contrario
59
Las conductividades teacutermicas isotroacutepicas dependientes de la temperatura se
definen mediante una tabla como se puede ver en la Tabla 47 La primera
columna se refiera a la temperatura T (C|F) las columnas thconr thconw y
thcono
Tabla 47 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo discreto
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0023083 0387300 0068139
60 0019678 0391200 0067761
70 0017184 0396000 0067383
80 0015281 0400000 0067005
90 0013778 0403200 0066626
100 0012559 0405600 0066248
110 0011550 0407200 0065870
120 0010700 0408000 0065492
130 0009973 0408000 0065114
140 0009344 0407200 0064736
150 0008794 0405600 0064357
Para el modelo integral como se observa en la tabla 48 se asignoacute el mismo va-
lor a todas la fases a la misma temperaturas obtenido de las pruebas experimen-
tales de la muestra saturada estos valores de conductividad aumenta proporcio-
nalmente con la temperatura
Tabla 48 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo integral
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0003150 0003150 0003150
60 0005700 0005700 0005700
70 0008350 0008350 0008350
(Tr) 80 0011100 0011100 0011100
90 0013950 0013950 0013950
100 0016900 0016900 0016900
110 0019950 0019950 0019950
120 0023100 0023100 0023100
60
130 0026350 0026350 0026350
140 0029700 0029700 0029700
150 0033150 0033150 0033150
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad
Una vez estudiadas todas las ecuaciones que emplea el simulador para el
caacutelculo de la conductividad y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica se realizoacute
una validacioacuten comparando los valores arrojados por las ecuaciones
programadas con las graacuteficas de los archivos de salida del simulador para ello
se utilizoacute como herramienta Microsoft Excel
454 Seccioacuten de componentes
Se especificoacute que la muestra se encontraba saturada por dos fluidos (agua y un
pseudocomponente de crudo muerto) se les asignaron los valores de peso
molecular densidad y viscosidad para el resto de las propiedades se asignoacute
ldquo0rdquo de esta manera el simulador asigna los valores por defecto que se muestran
en la Tabla 49
Tabla 49 Valores por defectos del simulador
4541 Densidades
El valor de la densidad del agua fue suministrada a 80degC (temperatura de
referencia) La densidad del crudo fue calculada en los laboratorios de PVT con
el densiacutemetro digital Anton Paar modelo DMA 4500M (figura 416) el rango
61
de temperatura considerado esta entre 40 y 60 degC por las limitaciones del
equipo posteriormente el valor a 80degC fue obtenido mediante extrapolacioacuten En
la figura 417 se muestra los valores los valores de densidad introducidos en
Starsreg para la simulacioacuten
Figura 416 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 4500M Fuente PDVSA-
Intevep
Figura 417 Ventana para insertar la densidad de los fluidos
4542 Viscosidades de la fase liacutequida
El valor de densidad del agua fue proporcionado por la Empresa Mixta para
determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030 En la
62
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura se presenta
los valores de viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura a ser
ingresados en el simulador y la respectiva Curva de la viscosidad del crudocurva de
la viscosidad del crudo se ilustraen la Figura 418 En cuanto a la viscosidad del
agua es un valor constante y las viscosidades de la fase gaseosa no se habilito
esta seccioacuten ya que no se considera fase gaseosa presente en el medio
63
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura
64
Figura 418 Curva de la viscosidad del crudo
4543 General
Los valores de referencia son las condiciones de trabajo al usar en el caso de la
temperatura estaacute pautado por la temperatura en la que se empleoacute el densiacutemetro
y la presioacuten de referencia de los laboratorios de PDVSA-Intevep En la Figura
419 se muestran los valores introducidos en el simulador
65
Figura 419 Ventana de la seccioacuten de componentes para introducir los valores de referencia en
la subseccioacuten general
46 Seccioacuten de Roca-fluido
Se emplearon las curvas de permeabilidad relativas obtenidas de las pruebas
desplazamiento realizadas en los laboratorios de interaccioacuten Roca-Fluido de
Pdvsa-Intevep utilizando tapones del aacuterea de estudio
66
Figura 420 Curva de permeabilidad
47 Seccioacuten de condiciones iniciales
En esta etapa se introducen las condiciones de yacimientos de presioacuten y
temperatura a las que fueron ejecutadas las pruebas de desplazamiento la
Figura 421 No se asignoacute contactos entre fluidos para garantizar que al inicio
haya soacutelo petroacuteleo en el yacimiento
67
Figura 421 Ventana de la seccioacuten de condiciones iniciales se muestra el valor de presioacuten y
profundidad de referencia suministrada al simulador
48 Seccioacuten numeacuterica
Se especifican los paraacutemetros utilizados en la simulacioacuten numeacuterica de las
ecuaciones involucradas en el flujo de fluidos (paraacutemetros de convergencia
constantes numeacutericas meacutetodos de solucioacuten discretizacioacuten y convergencia) Se
realizaron las modificaciones siguientes para tres paraacutemetros especiacuteficos
colocando los valores siguientes
Tabla 411 Modificaciones en la seccioacuten numeacuterica
Keyword Valor Definicioacuten
DTWELL 001min Tamantildeo de intervalo de primer paso de tiempo
NEWTONCYC 30 Cantidad de iteraciones para obtener la solucioacuten
NCUTS 15 Maacuteximos intervalos de cortes
49 Seleccioacuten de pozos y datos recurrentes
El modelo estaacute conformado por dos pozos un pozo inyector situado en la celda
(1 1 1) y un pozo productor celda (50 1 1) ambos pozos inician su
funcionamiento el 10-10-2018 a 000 min hasta los 2880 min
Pozo Inyector tipo Mobweight explicit
68
Para este modelo sencillo donde se inyecta un solo fluido que no es vapor y no
ocurren cambio de fases en el proceso de inyeccioacuten es indiferente que tipo de
pozo inyector se seleccione pues no afecta los caacutelculos del modelo
Restricciones (Constrains) en la ventana de constrains del pozo inyector se
muestra que los paraacutemetros empleados fueron la presioacuten de fondo y la tasa
de inyeccioacuten y ambos aplicados con la accioacuten de CONT la cual implica que
la accioacuten a tomar en caso de una violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten
operativa en este liacutemite y continuar con la simulacioacuten
Figura 422 Ventana de constrains del pozo inyector
Fluido inyectado a continuacioacuten en la Figura 423 Ventana para
descripcioacuten del fluido de inyectado se muestra las caracteriacutesticas como
composicioacuten y temperatura del fluido inyectado
69
Figura 423 Ventana para descripcioacuten del fluido de inyectado
Pozo Productor
Se cargoacute un archivo (fhf) para adjuntar el ldquohistoacuterico de produccioacutenrdquo y cargar
los eventos de los pozos inyector y productor Este archivo se realiza a partir de
un documento (txt) contiene las informacioacuten de produccioacuten de la prueba de
desplazamiento con un formato especiacutefico que contiene fecha final nombre del
archivo ldquoProduction Data Field History Fiel fecha inicial numero de variables
a utilizar los nombres de la variables y las unidades de esas variables el
nuacutemero de pozos y sus nombres luego se coloca el valor de cada variable con
respecto a la fecha
En la Figura 424 se muestra el (fhf) que fue utilizado en el modelo en el que
se cargoacute la informacioacuten de tasas de petroacuteleo agua y liquido en el pozo
productor y de tasa de inyeccioacuten de agua en el pozo inyector en unidades de
laboratorio en el tiempo que alliacute se indica en el formato de (antildeo-mes-
diaThoraminseg)
70
Figura 424 Histoacuterico de produccioacuten empleado para el modelo
Restricciones (Constrains) en la Figura 425 se muestra que el
paraacutemetro empleado fue el de la tasa de produccioacuten de liacutequido con la
accioacuten de CONT la cual implica que la accioacuten a tomar en caso de una
violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten operativa en este liacutemite y
continuar con la simulacioacuten
71
Figura 425 Ventana de constrains del prozo productor
410 Dato de salida IO Control
Se especificaron los paraacutemetros teacutermicos y variables que se requieren como
datos de salida eacutestas son las variables que se podraacuten graficar para estudiar con
la herramienta Results Graph de CMG objetivo del anaacutelisis del trabajo
Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (HEATCAP)
Conductividad teacutermica de la formacioacuten (roca + fluidos)
(THCONDUCT)
Conductividad teacutermica de la roca (THCOMPRE)
Temperatura (TEMP)
Viscosidad del petroacuteleo (VISO)
Saturacioacuten de agua (Sw)
411 Sensibilidades
En la tabla 51 se observan los valores miacutenimos y maacuteximos permitidos por el
simulador STARSreg tambieacuten el valor representativo de valores de
conductividad para cada fase a 25degC Adicionalmente se antildeadieron los valores
de conductividad a la temperatura de referencia obtenido por las pruebas
experimentales todos estos valores fueron los empleados para el estudio de
sensibilidad de conductividad teacutermica Anaacutelogamente en la tabla 53 se
72
observan los valores que especifica el manual del simulador como valores
miacutenimos y maacuteximos tambieacuten valores representativos de capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica Los valores representativos de conductividad y de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica del simulador se emplearon para comparar con los
valores obtenidos en el laboratorio y analizar la diferencia en el valor tiacutepico de
arenas consolidadas como lo indica el simulador y las arena no consolidadas
como es nuestro caso de estudio
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total
Se realizaron corridas con el modelo laquoDiscreta Complexraquo variando los valores
de conductividad teacutermica de la roca petroacuteleo y agua) y graficando en la celda
(25 1 1) los valores de conductividad total y la temperatura para los tres
valores asignados (valor miacutenimo valor maacuteximo y valor a tr) en el estudio por
separado de cada elemento para determinar cuaacutel es el elemento que mayor
impacto causa en la temperatura
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
Se empleoacute el modelo laquoDiscreta Complexraquo para graficar la conductividad
teacutermica capacidad caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del
tiempo especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y (49 1 1)
para estudiar el efecto de los paraacutemetros teacutermicos en las diferentes celdas con el
valor de conductividad que mayor variacioacuten causa en la temperatura con
respecto al modelo base
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
Se realizaron corridas con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontabraquo e
laquoIntegral Complex Thcontabraquo realizando variaciones en los valores de
capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca (Cvr) en la celda (25 1 1) los
valores asignados fueron los valores maacuteximo miacutenimo y el correspondiente de
las pruebas a la temperatura de referencia
73
412 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
A traveacutes de los modelo laquoDiscreta Complexraquo y laquoDiscreta Complex con
Thcontabraquo se realiza una comparacioacuten del valor de la conductividad teacutermica
total del sistema de un modelos discretos y por otro lado habilitando la opcioacuten
Thcontab
413 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
Por medio de los modelos laquoIntegral Complexraquo e laquoIntegral Complex con
Thcontabraquo se estudia la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en el
modelo integral
414 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
laquoDiscreta Complexraquo y laquoIntegral Complexraquo En la Figura 514 se pueden
comparar los valores de conductividad teacutermica considerando el modelo
cargando de forma discreta e integral
415 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontab raquo e laquo Integral Complex con
Thcontabraquo se realiza la comparacioacuten de los valores conductividad teacutermica total
y conductividad teacutermica de la roca de los modelos
74
CAPIacuteTULO V
ANALISIS DE RESULTADOS
51 Sensibilidades
A continuacioacuten se presentan los resultaron de las sensibilidades de los modelos
empleados para el estudio de la conductividad teacutermica y de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica
En la tabla 51 se presenta los valores finales de la conductividad teacutermica del
agua roca y petroacuteleo para cada una de las sensibilidades estos valores son los
experimentales de conductividad teacutermica con los valores de conductividad
teacutermica que el simulador sentildeala como representativos y poder hacer una
comparacioacuten del rango de valores y similitud para estimar si se encuentra en un
valor correspondiente de su respectivo elemento Para ello se llevoacute los valores
obtenido a temperatura de 80degC a una temperatura de 25degC El valor
experimental de conductividad de la roca se encuentra por debajo del valor
sugerido lo que se debe a que el valor de conductividad teacutermica de las arenas no
consolidadas son menores a los valores de conductividad teacutermica de las arenas
consolidadas que representa el valor de conductividad teacutermica del valore
representativo que estipula el simulador
75
Tabla 51 Valores de conductividad teacutermica de STAR y obtenido experimentalmente
En la tabla 52 se observar las sensibilidades realizadas para la conductividad
teacutermica cada elemento
Tabla 52 Sensibilidades de la conductividad teacutermica
Sensibilidades Kr Ko Kw
1 Valor maacuteximo Valor a Tr Valor a Tr
2 Valor a Tr Valor maacuteximo Valor a Tr
3 Valor a Tr Valor a Tr Valor maacuteximo
4 Valor miacutenimo Valor a Tr Valor a Tr
5 Valor a Tr Valor miacutenimo Valor a Tr
6 Valor a Tr Valor a Tr Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr Valor a Tr Valor a Tr
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua
Como se observa en la Figura 51 se realizan el modelo base y las
sensibilidades 3 y 6 es decir la variacioacuten de los valores de la conductividad en
la fase acuosa se observoacute poca variacioacuten en la temperatura una diferencia de
056 degC y error de 064 para kw = 000010 JcmmindegC y diferencia de 075
degC y error de 092 para kw = 6944578 JcmmindegC con respecto a los valores
del modelo base La temperatura de la celda disminuye muy poco a medida que
se le aumenta el valor de conductividad del agua El mayor error relativo que
alcanza la conductividad teacutermica al aplicar kw = 000010 JcmmindegC es de
047 mientras que al aplicar kw = 6944578 JcmmindegC es de 5769
(ANEXO C)
76
Figura 51 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del agua en la temperatura
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se realiza el modelo base y las sensibilidades 2 y 5 y se observa que entre la
curva de la temperatura para ko = 000010 JcmmindegC y la curva de
temperatura del modelo base se observa una diferencia de 016 degC y error de
019 por ser valores cercanos visualmente ocurre un solapamiento entre
ambas curvas de temperatura caso contrario al comparar la curvas de
temperatura del modelo base con la curva de temperatura de ko = 6944578
JcmmindegC presenta una diferencia de 082 degC y error de 1 Al aumentar los
valores de conductividad teacutermica de la fase oleica es poca la disminucioacuten de la
temperatura de la celda El mayor error relativo que alcanza la conductividad
teacutermica al aplicar ko = 000010 JcmmindegC es de 029 mientras que al
aplicar ko = 6944578 JcmmindegC es de 6213 (ANEXO C)
77
Figura 52 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del petroacuteleo en la temperatura
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca
Se comparan el modelo base y las sensibilidades 1 y 4 Se recurrioacute a una graacutefica
del tipo logariacutetmica para representar los valores de conductividad total ya que
los valores introducidos afectan notablemente la temperatura con una diferencia
de 474 degC y error de 570 para kr = 000010 JcmmindegC y una diferencia de
164 degC y error de 198 para kr = 6944578 JcmmindegC y pueden causar un
cambio de conductividad teacutermica final en la celda de para kr = 000010
JcmmindegC diferencia de 004 JcmmiddotmindegC y error de 099 para kr =
6944578 JcmmindegC diferencia de 319 JcmmiddotmindegC y error de 9881
(ANEXO C)
78
Figura 53 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la temperatura
Basado en lo observado se puede inferir que es la fase solida de la roca causa
maacutes variacioacuten en la temperatura 570 al realizarle la variacioacuten en los valores
de conductividad teacutermica de la roca especiacuteficamente en kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC este
comportamiento se puede atribuir a la ecuacioacuten aplicada y al valor de
conductividad irreal de conductividad teacutermica empleada ya que es 3647 veces
mayor al valor tiacutepico Mientras la variacioacuten de la conductividad teacutermica en los
fluidos tuvieron un similar comportamiento que no representaban una
influencia marcada en la temperatura arrojando un error relativo gt1 (ANEXO
C) Al aumentar los valores de conductividad teacutermica la temperatura de la celda
disminuye lo que es coherente ya que contribuye a la propagacioacuten del calor
pero afecta en mayor escala a este caso En el ANEXO B se presenta con maacutes
detalle los valores en los que oscilan las curvas de conductividad teacutermica y la
temperatura final que se alcanza respectivamente Acotando que en general
ocurre un aumento de la conductividad durante el proceso de inyeccioacuten de agua
caliente y que aquellas conductividades teacutermica que presentan una leve
disminucioacuten con el aumento de la temperatura son las sensibilidades 2 y 6 lo
79
cual se debe a la disminucioacuten de la saturacioacuten de crudo que en el caso de ko =
6944578 JcmmindegC el cual es la conductividad teacutermica con mayor valor Por
otro lado en kw = 000010 JcmmindegC ocurre que el menor valor corresponde
a la conductividad teacutermica del agua la cual aumenta su saturacioacuten y como la
conductividad teacutermica total se basa en una ecuacioacuten de ponderacioacuten por
volumen hace que el valor de conductividad teacutermica total tienda a la
conductividad con el mayor volumen
La sensibilidad de la conductividad teacutermica de la roca afecta inversamente a la
temperatura como a la capacidad caloriacutefica obtenieacutendose asiacute una curva de
mayor capacidad caloriacutefica al introducir el menor valor de conductividad de la
roca y viceversa figura 54
Figura 54 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
En la Figura 55 se observa como el aumento de la conductividad incrementa el
avance del agua proporcionalmente al disminuir la conductividad aumenta la
temperatura lo cual ayuda a la disminucioacuten de la viscosidad del crudo y
aumentado la movilidad y beneficiando la extensioacuten de la saturacioacuten de agua en
la celda
80
Figura 55 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en el avance de
inyeccioacuten de agua
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
En las Figura 56 y 57 se graficaron la conductividad teacutermica capacidad
caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del tiempo al aplicar la
sensibilidad 4 especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y
(49 1 1) donde se observa como el frente de agua trae consigo el aumento de
la temperatura la capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica siento el maacutes
afectado la celda (2 1 1) la cual es la celda maacutes proacutexima al pozo inyector ya
que es por medio del cual se inyecta el agua caliente
81
Figura 56 Saturacioacuten y capacidad de kr = 000010 JcmmindegC
Figura 57 Temperatura y conductividad de kr = 000010 JcmmindegC
82
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
En la tabla 53 se observa que existe una diferencia entre el valor representativo
del simulador que trae por defecto a 25degC y el valor experimental extrapolado a
25degC apreciaacutendose que el valor de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
experimental es mayor por lo que establece que las arenas no consolidadas
requieren mayor cantidad de energiacutea en forma de calor para aumentar la
temperatura
Tabla 53 Valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de STAR y obtenido experimentalmente
Nombre Keyword
Valor
miacutenimo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
maacuteximo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
representativo
para STAR a
25degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 80degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 25degC
(Jcm3degC)
Capacidad
Caloriacutefica
Volumeacutetrica
de la roca
Rockcp 0 100 23470 18513 37598
En la tabla 54 se observar las sensibilidades realizadas para la capacidad caloriacute-
fica volumeacutetrica
Tabla 54 Sensibilidades de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca
Sensibilidades Cvr
7 Valor maacuteximo
8 Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr
Al graficar el modelo base y las sensibilidades 7 y 8 se observa en la Figura 58
(izquierda) que la saturacioacuten del agua es mayor al usar la sensibilidad 8 de la
Tabla 54 es decir el menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cvr = 0
Jcm3degC) el modelo base tiene un comportamiento semejante debido a la
cercaniacutea de sus valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica caso contrario al
introducir la sensibilidad 7 de la Tabla 54 (Cvr = 100 Jcm3degC) pues este caso
presenta una curva que muestra un suave incremento luego de los 246 minutos
83
de iniciar la inyeccioacuten En la Figura 58 (derecha) se representan tres rectas casi
constantes producto de introducir los valores de la tabla 53 en la ecuacioacuten 6 su
comportamiento de recta horizontal se debe a la poca variacioacuten de capacidad
caloriacutefica con respecto al incremento de temperatura Por otro lado en la Figura
59 (izquierda) se aprecia la variacioacuten de la temperatura y que el miacutenimo valor
de capacidad arroja como resultado un abrupto aumento de la temperatura de la
celda seguida por la curva del modelo base y por uacuteltimo la curva de maacuteximo
valor de capacidad demostrando que solo aumenta la temperatura de la celda
hasta 714degC lo cual se debe a que el aumento de la temperatura estaacute asociado a
la saturacioacuten de agua y la sensibilidad que obtenga una mayor saturacioacuten
obtendraacute tambieacuten una mayor temperatura y viceversa Con respecto a la
conductividad teacutermica al introducir el mayor valor de capacidad caloriacutefica
demostroacute ser la curva con un aumento de pendiente casi vertical los primero
minutos del desplazamiento consecuencia de incremento de saturacioacuten se agua
y luego de los 900 minutos tiende a un valor constante de 0039 JcmmiddotmindegC
mientras las otras dos curvas muestran un aumento al inicio del proceso y
alcanza un punto criacutetico en el minuto 64 decayendo hasta los 400 minutos
alcanzando en ese punto un menor valor de conductividad teacutermica la
sensibilidad del menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
84
Figura 58 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex
Thcontab
85
Figura 59 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad de
la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex Thcontab
Las Figura 510 y 511 muestran graficas similares a las Figura 58 y Figura 59
del modelo cargado con valores de forma integral se obtienen las mismas
observaciones en la saturacioacuten tanto para la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y
temperatura Sin embargo en el paraacutemetro de la conductividad teacutermica
presentan curvas que incrementan a medida que la temperatura aumenta
Debido a que la variacioacuten de la saturacioacuten no afecta el valor de conductividad
total como consecuencia de la restriccioacuten de aumentar con la temperatura por
medio de la herramienta Thcontab para todas las fases con el mismo valor
86
Figura 510 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex
Thcontab
87
Figura 511 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad
de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex Thcontab
52 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
En la Figura 512 se puede observar la contraposicioacuten de estudiar la
conductividad teacutermica total del sistema de un modelos discretos introduciendo
un solo valor constante de la conductividad para cada fase respectiva y por otro
lado habilitando la opcioacuten Thcontab que permite especificar la variacioacuten de las
conductividades de cada fase con respecto a la variacioacuten de la temperatura y
ademaacutes permite la opcioacuten de graficar la curva de conductividad de la roca la
cual es decreciente al transcurrir el tiempo y el aumento de la temperatura Al
comparar ambas curvas de conductividad teacutermica total se puede distinguir una
curva creciente que pertenece valores constantes de conductividad teacutermica para
cada fase mientras que la curva que emplea Thcontab se compone de tres
tendencias ambas curvas muestran al inicio un crecimiento pronunciado debido
al aumento de la saturacioacuten del agua la curva con Thcontab una segunda
88
seccioacuten que muestra un decrecimiento luego de un punto criacutetico a los 64
minutos y luego a partir de los 400 minutos una seccioacuten de valores contantes
que presenta un ligero incremento sin embargo las curvas solo presentan una
diferencia en promedio de 0000183 JcmmiddotmindegC y un error de 05
Figura 512 Contraste entre la conductividad total de un modelo discreto Complex y un modelo
discreto Complex con Thcontab
53 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
En la Figura 513 se expone la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en
el modelo integral Complex La conductividad teacutermica total del sistemas al
introducir los valores contantes de conductividad (Curva 1) se describe una
conductividad constante en el tiempo con una recta de pendiente cero con el
mismo valor que se introdujo en el simulador cada fase con el mismo valor de
conductividad y por balance de masa incrementar la saturacioacuten de agua
disminuye proporcionalmente la saturacioacuten de petroacuteleo mantenieacutendose
constante la porosidad lo cual indica un mismo valor volumeacutetrico de roca en la
89
ecuacioacuten de volumen ponderado que calcula la conductividad teacutermica total
quien arroja el mismo resultado en cada paso de tiempo Mientras que al
habilitar la opcioacuten Thcontab es igualmente asignando el mismo valor de
conductividad teacutermica para todas las fases pero indicando la variacioacuten con la
temperatura se permite observar que la conductividad teacutermica de la roca y la
total del sistemas presentan unas curvas solapadas que incrementan con el
transcurrir del tiempo
Anaacutelogamente estas curvas son iguales por el balance de materiales el aumento
de la curva se debe a la variacioacuten de los valores de conductividad a traveacutes del
tiempo seguacuten indica la tabla Thcontab Al comparar ambas curvas de
conductividad teacutermica total se observa una diferencia de 00002163
JcmmiddotmindegC y un error de 19 (ver ANEXO D)
Figura 513 Contraste de la conductividad total de un modelo integral Complex y la
conductividad total y de la roca de un modelo integral con Thcontab
90
54 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
En la Figura 514 se pueden comparar los valores de conductividad teacutermica
considerando el modelo cargando de forma discreta e integral La capacidad
caloriacutefica y la saturacioacuten no se ven afectadas por el tipo de modelo que se
emplee la temperatura al contrario si representa una diferencia de 102 entre
los minutos 400 y 800 En el modelo discreto la conductividad es 345 veces
mayor al modelo integral mantenieacutendose este en el valor contante de 0011100
JcmmiddotmindegC y por el contrario el modelo discreto iniciando en 00293004
JcmmiddotmindegC y ascendiendo hasta el valor de 0038362 JcmmiddotmindegC esto se debe
que aunque el simulador emplea la ecuacioacuten 8 con los valores de conductividad
de cada elementos (roca agua y petroacuteleo) constantes a traveacutes del tiempo pero
las saturaciones variacutean a traveacutes del tiempo eacutestos cambios en las saturaciones
hacen que la conductividad teacutermica total ascienda tendiendo a la conductividad
de quien incrementa su saturacioacuten eacuteste es el caso del agua y la cual posee una
conductividad mayor Ambas curvas tienen una diferencia de 0022731
JcmmiddotmindegC y un error de 672 (ANEXO E)
91
Figura 514 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad capacidad caloriacutefica temperatura
y saturacioacuten total de un modelo discreto Complex con un modelo integral Complex
55 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Aunque ambos modelos (integral y discreto) fueron ejecutados con Thcontab lo
que permite para ambos casos graficar la conductividad teacutermica de la roca solo
se graficoacute para el modelo discreto (Figura 515) ya que al realizar un modelo
integral la conductividad teacutermica de la roca es la misma que la conductividad
teacutermica total y ambas curvas se solapan En el modelo discreto se aprecia que
la conductividad teacutermica de la roca disminuye al transcurrir del tiempo donde
ocurre el aumento de temperatura tal y como lo enuncia Messmer (1980) afirma
ldquoLa conductividad teacutermica de las arenas no consolidadas disminuyen con el
aumento de la temperatura debido a los efectos del mineral cuarzo que es un
material cristalino con propiedades teacutermicas anisotroacutepicas presente en estos
sistemasrdquo El cuarzo que es el mineral que predomina en las areniscas seguacuten
estudios llevados a cabo en PDVSA - Intevep (2016) mediante Difraccioacuten de
92
Rayos X determinaron que posee mayor porcentaje (66) presente en el
sistema de yacimiento petroliacutefero campo Petrocarabobo En las curvas de
conductividad teacutermica total entre los modelo discreto e integral se obtuvo una
diferencia en promedio de 0023130 JcmmiddotmindegC y un error de 2125 y entre
las curvas de conductividad teacutermica de la roca una diferencia en promedio de
0004859 JcmmiddotmindegC y un error de 446 (ANEXO F)
Figura 515 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad total de un modelo discreto
Complex Thcontab y un modelo integral Complex Thcontab
93
CONCLUSIONES
Las arenas consolidadas secas pueden tener una conductividad teacutermica
mayor que las arenas no consolidadas sin fluidos con la misma
composicioacuten debido a que ocupa mayor proporcioacuten volumeacutetrica en un
volumen determinado es decir hay mayor contacto entra los poros de la
matriz
El caacutelculo de la conductividad total del sistema se realiza mediante el
meacutetodo Complex debido a que utiliza la ecuacioacuten de mezcla no lineal
recomendada por CMG tomando en cuenta las conductividades y
saturaciones de los fluidos presentes e interrelaciones entre las fases
En modelo integral Thcontab todos los valores de conductividad teacutermica
aumentan sin importar el comportamiento particular con la temperatura
asiacute como el orden de magnitud de cada fase (roca agua petroacuteleo y gas)
por lo tanto no representa el comportamiento real de la transferencia de
calor en el medio poroso
Se concluye que es la roca la fase que causa maacutes variacioacuten en la
temperatura al realizarle la variacioacuten en los valores de conductividad
teacutermica de la roca un error de 570 al asignar kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC
Al contrastar los modelos cargados de forma discreta e integral se
contempla que las curvas de conductividad total tienen un error relativo
de 672
94
Entre los modelos discreto e integral cargados con thcontab se obtuvo
que las curvas de conductividad teacutermica total presentaban un error de
2125 y entre las curvas de conductividad teacutermica de la roca de ambos
modelos un error de 446
Debido al alto error entre los valores de conductividad teacutermica obtenida
entre las curvas de los modelos cargados de forma discreta e integral no
se pueden considerar como modelos equivalentes
Al realizar el estudio de los efectos de variar los valores de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se encontroacute que al asignar el valor
maacuteximo ocurre una disminucioacuten importante en los valores de la
saturacioacuten de agua y temperatura de los modelos discreto e integral Por
otro lado en el caso de la conductividad teacutermica causa un aumento de la
curva para el modelo discreto y una curva por debajo de la curva del
modelo base para el modelo integral
95
RECOMENDACIONES
Realizar estudio de determinacioacuten de propiedades teacutermica en muestras
saturadas elaborando sensibilidades en las saturaciones de los fluidos
presentes
Para representar las condiciones reales del yacimiento con un crudo
vivo y tres fases (petroacuteleo agua y gas) se debe incluir un PVT del fluido
para evaluar los procesos de transferencia de calor
Profundizar en el estudio de RMN y calorimetriacutea para obtener los
paraacutemetros teacutermicos en todas las direcciones (I J K) del tapoacuten ya que
existe en general presentan un comportamiento anisotroacutepico y
disminuye la certidumbre de las propiedades teacutermicas el considerar que
el sistema tiene cualidades de Isotropiacutea
Realizar modelos de simulacioacuten numeacuterica suministrando los valores de
conductividad teacutermica de forma discreta
96
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99
ANEXOS
ANEXO A Propiedades RMN de los fluidos de yacimientos Fuente Coates y cols (1999)
Fluidos T1 (ms) T2 (ms) T1T2 Viscosidad (cP)
Salmuera 1 ndash 500 1 - 500 2 02 - 08
Petroacuteleo Liviano 3000 ndash 4000 300 - 1000 4 02 - 100
Gas 4000 ndash 5000 30 - 60 80 0011 - 0014
ANEXO B Valores promedio de conductividad teacutermica total al variar la conductividad de las
fases
Figuras
51 - 53
Kt (JcmmiddotmindegC) Temperatura
final (degC) Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
Sensibilidad 6 002543 0020102 0022766 899
Sensibilidad 3 0069244 007729 0073267 897
Sensibilidad 5 0020747 0036985 0028866 898
Sensibilidad 2 007738 00771575 007738 897
Sensibilidad 4 0000488 0000506 0000497 90
Sensibilidad 1 168611 322573 245592 896
Modelo base 00293 0038362 0033831 898
100
ANEXO C Contraste de conductividad y temperatura entre sensibilidades de conductividad
101
ANEXO D Contraste de conductividad total al habilitar Thcontab en modelos integrales
Figura
513
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0000216 194
kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
ANEXO E Contraste de conductividad total entre modelo integral y discreto
Figura 514
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0022731 6719 kt discreta
Complex 00293 0038362 0033831
ANEXO F Contraste de kt y kr entre modelo integral y discreto Thcontab
Figura 515
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt discreta
Complex
Thcontab
0032386 0035643 0034014
002313 21251 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr discreta
Complex
Thcontab
0017683 0013803 0015743
0004859 4464 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
xii
FIGURA 413 VENTANA PARA INGRESAR LOS DATOS DE COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA Y
PRESIOacuteN DE POROSIDAD DE REFERENCIA 57
FIGURA 414 VENTANA DE LAS PROPIEDADES TEacuteRMICAS 58
FIGURA 415 VENTANA DE LAS PEacuteRDIDAS DE CALOR POR LAS ROCAS ADYACENTES 58
FIGURA 416 DENSIacuteMETRO DIGITAL MARCA ANTON PAAR MODELO DMA 4500M FUENTE
PDVSA-INTEVEP 61
FIGURA 417 VENTANA PARA INSERTAR LA DENSIDAD DE LOS FLUIDOS 61
FIGURA 418 CURVA DE LA VISCOSIDAD DEL CRUDO 64
FIGURA 419 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE COMPONENTES PARA INTRODUCIR LOS VALORES DE
REFERENCIA EN LA SUBSECCIOacuteN GENERAL 65
FIGURA 420 CURVA DE PERMEABILIDAD 66
FIGURA 421 VENTANA DE LA SECCIOacuteN DE CONDICIONES INICIALES SE MUESTRA EL VALOR DE
PRESIOacuteN Y PROFUNDIDAD DE REFERENCIA SUMINISTRADA AL SIMULADOR 67
FIGURA 422 VENTANA DE CONSTRAINS DEL POZO INYECTOR 68
FIGURA 423 VENTANA PARA DESCRIPCIOacuteN DEL FLUIDO DE INYECTADO 69
FIGURA 424 HISTOacuteRICO DE PRODUCCIOacuteN EMPLEADO PARA EL MODELO 70
FIGURA 425 VENTANA DE CONSTRAINS DEL PROZO PRODUCTOR 71
FIGURA 51 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL AGUA EN LA
TEMPERATURA 76
FIGURA 52 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DEL PETROacuteLEO EN
LA TEMPERATURA 77
FIGURA 53 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
TEMPERATURA 78
FIGURA 54 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN LA
CAPACIDAD 79
FIGURA 55 INFLUENCIA DE LA VARIACIOacuteN DEL VALOR DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA EN EL
AVANCE DE 80
FIGURA 56 SATURACIOacuteN Y CAPACIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 57 TEMPERATURA Y CONDUCTIVIDAD DE KR = 000010 JCMMINdegC 81
FIGURA 58 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO COMPLEX THCONTAB 84
FIGURA 59 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO DISCRETO
COMPLEX THCONTAB 85
xiii
FIGURA 510 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 86
FIGURA 511 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL
COMPLEX THCONTAB 87
FIGURA 512 CONTRASTE ENTRE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
Y UN MODELO DISCRETO COMPLEX CON THCONTAB 88
FIGURA 513 CONTRASTE DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO INTEGRAL COMPLEX Y
LA CONDUCTIVIDAD TOTAL Y DE LA ROCA DE UN MODELO INTEGRAL CON THCONTAB 89
FIGURA 514 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD CAPACIDAD
CALORIacuteFICA TEMPERATURA Y SATURACIOacuteN TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
CON UN MODELO INTEGRAL COMPLEX 91
FIGURA 515 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO
DISCRETO COMPLEX THCONTAB Y UN MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 92
xiv
LISTA DE TABLAS
TABLA 21 GRAVEDAD API DE LOS HIDROCARBUROS 13
TABLA 22 POROSIDAD DE LOS MINERALES DE YACIMIENTOS 17
TABLA 23 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DEL AGUA 21
TABLA 41 VALORES DE LAS DIMENSIONES DE LAS MUESTRA A ESTUDIAR 43
TABLA 42 CONDICIONES EMPLEADAS EN LA TEacuteCNICA DE RMN 45
TABLA 43 COMPOSICIOacuteN DE LA SALMUERA 50
TABLA 44 DIMENSIONES DE LA MUESTRA EN FORMA DE CILINDRO 55
TABLA 45 DIMENSIONES DE LAS CELDAS DEL MALLADO 56
TABLA 46 INFORMACIOacuteN PETROFIacuteSICA DE LA MUESTRA 56
TABLA 47 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO DISCRETO 59
TABLA 48 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO INTEGRAL 59
TABLA 49 VALORES POR DEFECTOS DEL SIMULADOR 60
TABLA 410 VISCOSIDAD DE LOS FLUIDOS CON SU RESPECTIVA TEMPERATURA 63
TABLA 411 MODIFICACIONES EN LA SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
TABLA 51 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DE STAR Y OBTENIDO EXPERIMENTALMENTE 75
TABLA 52 SENSIBILIDADES DE LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA 75
TABLA 53 VALORES DE CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE STAR Y OBTENIDO
EXPERIMENTALMENTE 82
TABLA 54 SENSIBILIDADES DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE LA ROCA 82
1
INTRODUCCIOacuteN
Debido a la merma de crudos livianos y medianos a nivel mundial y nacional
aunado a los altos costos de la energiacutea y la necesidad de restituir la reserva se
estaacute incentivando a la empresa petrolera nacional a explotar de forma eficiente
las reservas de crudos pesados y extra-pesados a un ritmo maacutes acelerado los
cuales se caracterizan seguacuten la API (American Petroleum Institute) por ser
poseedores de altas viscosidades dificultando asiacute el proceso de explotacioacuten y
extraccioacuten (PDVSA 2010)
Dadas las reservas que de estos tipos de crudos en Venezuela se presentan en la
Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se ha establecido como reto el trabajar en
mejorar e innovar en tecnologiacuteas a nivel de exploracioacuten y explotacioacuten con la
finalidad de garantizar la mayor optimizacioacuten de los recursos proteger la
integridad del yacimiento y disminuir el impacto ambiental Entre los aspectos
maacutes importantes a tener en cuenta destaca la necesidad de contar con una
correcta caracterizacioacuten del yacimiento ya que eacutesta brinda la informacioacuten
baacutesica necesaria para definir la tecnologiacutea maacutes adecuada para el proceso de
explotacioacuten del yacimiento (Doumat 2016)
En particular para el caso de los yacimientos de crudos pesados y extra-
pesados existen diversas tecnologiacuteas para su extraccioacuten y explotacioacuten de
acuerdo a un proceso de recuperacioacuten mejorada de hidrocarburos (RMH)
dentro de las cuales destacan aquellos basados en meacutetodos teacutermicos (Ferrer
2009) Para la aplicacioacuten de estos meacutetodos en particular es necesario contar con
una evaluacioacuten de las propiedades teacutermica del yacimiento la cual usualmente
poco se ejecuta pero que resulta de gran importancia ya que permite conocer
coacutemo ocurre la transferencia de calor en el sistema dadas las dificultades
presentadas principalmente por las altas viscosidades encontradas en estos tipos
2
de crudos Es por ello que la estimacioacuten de propiedades teacutermicas del
yacimiento como difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad caloriacutefica y
conductividad teacutermica debe ser realizada previo a la seleccioacuten de la tecnologiacutea
a implementar para la extraccioacuten del crudo con la finalidad de conocer su
influencia en las propiedades de interaccioacuten roca-fluido que toman vida en el
yacimiento al implementar dichas tecnologiacuteas
Los paraacutemetros teacutermicos de los yacimientos asociados a la Empresa Mixta
Petrocarabobo a considerar en este trabajo son obtenidos de las pruebas de
laboratorio empleando las teacutecnicas de Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN) y
Calorimetriacutea estos seraacuten utilizados para evaluar su impacto en la transferencia
de calor mediante una simulacioacuten numeacuterica empleando el software Starsreg de
la empresa canadiense CMG (Computer Modelling Group) Asiacute en funcioacuten a lo
anteriormente expuesto en este estudio se plantea evaluar el efecto de las
propiedades teacutermicas sobre un sistema de yacimiento de forma discreta y
continua entendieacutendose por evaluacioacuten discreta el escenario donde cada uno
de los componentes del sistema (arena agua y crudo) son estudiados por
separado mientras que el continuo representa el sistema roca-fluido evaluado
como un solo elemento
3
CAPIacuteTULO I
EL PROBLEMA
11 Planteamiento de problema
La caracterizacioacuten de los yacimientos contempla en teacuterminos generales todos
aquellos estudios previos que se realizan para conocer las propiedades del
sistema roca-fluido a fin de optimizar los consiguientes procesos y por ende
entre otros aspectos mitigar los costos durante la explotacioacuten A nivel teacutermico
los fenoacutemenos asociados a esta caracterizacioacuten son actualmente determinados
de forma empiacuterica a condiciones ideales o por teacutecnicas que finalmente soacutelo
estiman la conductividad teacutermica de las rocas razoacuten por la cual se plantea en
este trabajo evaluar la influencia de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma
discreta y continua para un yacimiento petroliacutefero de arena no consolidada y
crudo extra-pesado asociado al Bloque Carabobo de la Faja Petroliacutefera del
Orinoco bajo una metodologiacutea experimental de tipo evaluativa a traveacutes del
simulador numeacuterico CMG Starsreg
12 Objetivos de la investigacioacuten
121 Objetivo general
Evaluar el impacto de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma discreta y
continua para un yacimiento asociado a la Faja Petroliacutefera del Orinoco a traveacutes
de simulacioacuten numeacuterica
4
122 Objetivos especiacuteficos
Recopilar la informacioacuten disponible de anaacutelisis experimentales en
propiedades teacutermicas de yacimientos de la FPO asiacute como las de
propiedades baacutesicas y de interaccioacuten roca fluidos
Construir el modelo de simulacioacuten numeacuterica para representar los
fenoacutemenos teacutermicos
Evaluar los escenarios de simulacioacuten resultantes de considerar las
variables teacutermicas de forma discreta y continua
Cotejar el impacto de los fenoacutemenos teacutermicos sobre los resultados
obtenidos en las simulaciones ejecutadas para los escenarios planteados
(discreto y continuo)
13 Justificacioacuten de la investigacioacuten
En la Faja Petroliacutefera del Orinoco los pozos estaacuten asociados a crudos pesados y
extra-pesados con viscosidades altas entre 1000 y 13000 cP aproximadamente
para el crudo vivo y viscosidades de hasta maacutes de 1000000 cP para el crudo
muerto lo cual dificulta las pruebas experimentales a nivel de laboratorio
Dadas estas condiciones es necesario estudiar las tecnologiacuteas existentes que
tienen lugar en el proceso de extraccioacuten de crudo debido a las dificultades que
se presentan al desplazar un fluido de tan alta viscosidad a traveacutes del medio
poroso que constituye el yacimiento (PDVSA 2006)
La tecnologiacutea maacutes empleada para estos tipos de crudos y que ha brindado
buenos resultados es la aplicacioacuten de meacutetodos teacutermicos con el fin de disminuir
la viscosidad del petroacuteleo para facilitar su movilidad a traveacutes del medio poroso
Es por ello que surge la necesidad de profundizar en el estudio de los
fenoacutemenos teacutermicos y asiacute garantizar la eficiencia de la aplicacioacuten de energiacuteas
5
adicionales para obtener una mayor explotacioacuten y produccioacuten que beneficie los
intereses de las compantildeiacuteas petroleras generando mayores ingresos
Entre los fenoacutemenos teacutermicos maacutes relevantes que toman lugar durante estos
procesos es importante resaltar la difusividad teacutermica la cual brinda
informacioacuten de la propagacioacuten de energiacutea a traveacutes de un medio (Cengel 2011)
el calor especiacutefico que indica la cantidad de calor necesaria a aplicar para que
un cuerpo eleve su temperatura un grado la capacidad caloriacutefica que indica la
cantidad de calor necesaria para aumentar un grado centiacutegrado la temperatura
de un volumen de sustancia determinado y por uacuteltimo la conductividad teacutermica
que muestra la capacidad de un cuerpo para conducir el calor a traveacutes de eacutel
(Cengel 2011)
Debido a que la evaluacioacuten experimental de estas propiedades teacutermicas es
compleja y costosa dentro de la industria petrolera en los uacuteltimos antildeos se ha
recurrido a ecuaciones empiacutericas como las reportadas por (Seto et al 1991) en
esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis como RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten
numeacuterica con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un
sistema en el que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y
continua para a su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y
calorimetriacutea para determinar dichas propiedades teacutermicas
14 Alcance de la investigacioacuten
Evaluar los paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma continua y discreta a traveacutes
de una simulacioacuten numeacuterica de yacimiento que permita determinar el impacto
de cada una de las variables teacutermicas sobre la dinaacutemica de los fluidos en
consideracioacuten para cada una de las condiciones indicadas continua y discreta
asiacute como establecer cuaacutel de estas dos condiciones experimentales en la
6
evaluacioacuten de los paraacutemetros teacutermicos es maacutes rentable y efectivo para el estudio
de fenoacutemenos teacutermicos difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad
caloriacutefica y conductividad teacutermica
15 Limitaciones
Como una de las principales limitaciones del trabajo se presenta el posible
vencimiento de la licencia del software de simulacioacuten de yacimientos empleado
en la investigacioacuten (Starsreg de CMG) De igual manera la disponibilidad de
paraacutemetros experimentales que aporten informacioacuten de los fenoacutemenos teacutermicos
sobre sistemas de yacimientos que permitan obtener una caracterizacioacuten maacutes
amplia de la influencia de los mismos sobre los resultados de la simulacioacuten
Ademaacutes se debe tener en consideracioacuten los siguientes aspectos
Los datos de las propiedades se obtienen de pruebas de laboratorio para
crudo extra-pesados de la FPO
Los datos utilizados corresponden a resultados de experimentos a
saturacioacuten de agua irreducible (Swirr) 85 sin presencia de gas en el
sistema
Los modelos existentes en los simuladores representan correlaciones
desarrolladas con petroacuteleo convencional mientras que en este estudio se
utiliza petroacuteleo extra-pesado Tanto en las ecuaciones de mezclas de las
fases liquida y gaseosa como en la dependencia con temperatura de las
propiedades teacutermicas
La evaluacioacuten del comportamiento integral implica asignacioacuten de la
propiedad igual para todas las fases presentes mientras que la discreta
especifica los valores individuales
7
Se realiza una verificacioacuten del efecto de la variacioacuten de las propiedades
teacutermica en el comportamiento transitorio de la temperatura y la diferencia
al considerar los enfoques discreto e integral
El estudio no pretende ser riguroso ni presentar el estado del arte de las
propiedades teacutermicas involucradas en el flujo de fluidos
No se estudia el efecto de la temperatura en las curvas de permeabilidad
relativa
8
CAPIacuteTULO II MARCO TEOacuteRICO
MARCO TEOacuteRICO
21 Antecedentes de la investigacioacuten
Anand et al (1973) ldquoPredicting Thermal Conductivities of formations From
Other Know Propertiesrdquo
Obtuvieron correlaciones para la estimacioacuten de la conductividad teacutermica de
areniscas saturadas de liacutequido con un conocimiento de la conductividad de la
arenisca seca y de las propiedades del fluido que la satura
La conductividad teacutermica de la roca seca ha mostrado ser funcioacuten de la
densidad el espacio poral el tamantildeo y tipo de grano cementacioacuten y
composicioacuten mineral La conductividad teacutermica de materiales que tienen
estructura cristalina como el cuarzo decrece con el incremento de temperatura
Zierfuss y Van der Vliet realizaron estudios para arenas consolidadas donde
establecieron que la conductividad teacutermica aumentaba si la permeabilidad y la
porosidad aumentaba
Guiados por la correlacioacuten de Tikhomirov (para rocas secas) se obtuvieron una
familia de curvas descritas por la ecuacioacuten de Somerton (para las areniscas
saturadas) que toma en cuenta la variacioacuten de la temperatura Los cambios de
fase afectan la conductividad pero esto es un efecto de la saturacioacuten del fluido
en lugar de un efecto de temperatura en siacute
La compresioacuten es una fuerza opuesta a la presioacuten de poro si la presioacuten de poro
disminuye entonces gobernara la compresioacuten y aumentara la conductividad
teacutermica porque causara mayor contacto La presioacuten de poro puede estar
asociada al comportamiento del fluidos contenido en los poros y la reduccioacuten
de la presioacuten de poro puede deberse a la vaporizacioacuten de alguno de los fluidos y
9
esto puede causar la reduccioacuten de la conductividad teacutermica sin embargo esto
se atribuye a un efecto de saturacioacuten y no de presioacuten de poro en siacute
Somerton et al (1974) ldquoThermal Behavior of Uncosolidated Oil Sandsrdquo
La conductividad teacutermica de las arenas petroliacuteferas no consolidadas han sido
medidas y correlacionadas con otras propiedades fiacutesicas del sistema roca-fluido
donde se ha determinado que el fluido mojante tiene un efecto dominante en el
valor de la conductividad y ademaacutes el soacutelido con mayor porcentaje en la
composicioacuten de la roca
Explica que para las arenas consolidadas la conductividad teacutermica de la arena
saturada con salmuera es de 2 a 3 veces mayor que la conductividad teacutermica de
la arena seca Mientras que para las arenas no consolidadas las arenas saturas de
salmuera son de 6 a 8 veces la conductividad teacutermica de la arena seca
Los efectos de la variacioacuten de la temperatura en la conductividad teacutermica para
las arenas no consolidadas son relativamente pequentildeos y pueden ser evaluados
con una simple ecuacioacuten lineal igualmente los efectos de la variacioacuten de la
presioacuten La conductividad teacutermica de la roca seca es baja por el contacto entre
granos la fase mojante aumenta la conexioacuten y asiacute aumenta la conductividad
En las arenas es importante tambieacuten el efecto de la porosidad y la conductividad
de los soacutelidos aunque presenta menor importancia la conductividad tambieacuten es
afectada por el tamantildeo de granos forma y distribucioacuten permeabilidad y
resistividad eleacutectrica son los factores maacutes relacionados la conductividad
teacutermica pero solo en cuanto a otras propiedades como el tamantildeo de los poros
la forma y la tortuosidad que a su vez se relacionan con la conductividad
teacutermica
Desarrollaron un modelo matemaacutetico para predecir que la conductividad de
algunas rocas saturadas incrementa casi linealmente con el aumento de la fase
mojante y hay una gran disminucioacuten de la conductividad entre la saturacioacuten de
10
agua connata y el 100 por ciento de la saturacioacuten del fluido no mojante Chu
antildeadioacute el teacutermino de saturacioacuten en la ecuacioacuten
Maiquiza (2008) ldquoEstudio de recuperacioacuten mejorada de petroleo por
inyeccion de agua caliente en un yacimiento de crudos pesados de un campo
del oriente ecuatorianordquo
Se presenta el meacutetodo de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo por inyeccioacuten de
agua caliente ademaacutes incluye las propiedades teacutermica de las rocas y de los
fluidos y sus respectivas ecuaciones
Los mecanismos de recuperacioacuten de petroacuteleo en un yacimiento de crudos
pesados por inyeccioacuten de agua caliente se debe al mejoramiento de la movilidad
del petroacuteleo como resultado de la reduccioacuten de su viscosidad debido al
incremento de la temperatura durante el anaacutelisis del proyecto consiguioacute
mejorar la relacioacuten de movilidad de 7457 a la temperatura inicial del
yacimiento de 200ordmF a un valor de 3831 a una temperatura de 328ordmF Los
mecanismos de recuperacioacuten del crudo durante los procesos de recuperacioacuten
mejorada dependen de las propiedades que tenga el crudo es decir si se trata de
un crudo liviano pesado o extra-pesado Al mejorar la relacioacuten de movilidad
con la inyeccioacuten de agua caliente se consigue mejorar la eficiencia de
desplazamiento de 0512 a 0542 Un proceso de inyeccioacuten de agua caliente se
debe aplicar en yacimientos donde la viscosidad sea relativamente alta mayor a
50 Cp
Al realizar una comparacioacuten entre el modelo de inyeccioacuten convencional de agua
y la inyeccioacuten de agua caliente la eficiencia en la recuperacioacuten de petroacuteleo es un
poco menor del doble en la inyeccioacuten de agua caliente
Bricentildeo (2015) ldquoTransferencia de calor en los yacimientos petroleros y sus
ecuaciones de estadordquo
11
Las consideraciones generales para estudiar la transferencia de calor mediante
procesos teacutermicos son presioacuten porosidad espesor de la arena movilidad del
petroacuteleo Las propiedades teacutermicas maacutes importantes de los fluidos desde el
punto de vista teacutermico viscosidad densidad calor especiacutefico conductividad
teacutermica conductividad teacutermica de liacutequidos y gases conductividad teacutermica de
rocas capacidad caloriacutefica de rocas saturadas Trata la transferencia de calor
mediante la utilizacioacuten de calentadores de fondo (inyeccioacuten de fluidos calientes
y combustioacuten in situ) y los mecanismos de transferencia de calor en la
formacioacuten conduccioacuten y conveccioacuten
Doumat (2016) ldquoEvaluacioacuten de las propiedades teacutermicas del yacimiento no
consolidado campo Petrocarabobo de la Faja Petroliacutefera del Orinocordquo
El objetivo de este trabajo fue evaluar las propiedades teacutermicas del yacimiento
petroliacutefero no consolidado asociado del Campo Petrocarabobo de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco considerando las teacutecnicas de RMN y calorimetriacutea a fin
estudiar el comportamiento de la transferencia de calor en este yacimiento Se
realizoacute una comparacioacuten de los resultados obtenidos en un rango de temperatura
entre 50 y 200degC para el sistema de yacimiento con fluidos y para el sistema de
yacimiento sin fluidos evaluando la difusividad teacutermica el calor especiacutefico la
capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica
22 Bases teoacutericas
En las bases teoacutericas se describen principios definiciones y suposiciones que
sirven de soporte para evaluar la influencia de las propiedades teacutermicas
involucradas en el flujo de fluidos en el yacimiento mediante la transferencia de
masa (flujo de fluidos) y energiacutea al sistema (conduccioacuten de calor)
12
221 Yacimiento
Un yacimiento puede ser definido como una unidad geoloacutegica de volumen
limitado porosa y permeable capaz de contener hidrocarburos liacutequidos yo
gaseosos a traveacutes de la cual estos fluidos pueden desplazarse para ser
recuperados bajo presiones existentes o aplicadas externamente Estaacute
constituido por dos elementos fundamentales el medio recipiente y los fluidos
almacenados en ese medio Implica la correlacioacuten de dos aspectos baacutesicos para
la industria petrolera las consideraciones geoloacutegicas y las propiedades de los
fluidos contenidos en el yacimiento (Escobar 2004)
2211 Yacimientos consolidados
Son aquellos que por lo general tienen mayor cantidad de material cementante
que permite que el nivel de cohesioacuten entre los granos sea elevado es decir que
los granos esteacuten fuertemente compactados sumado al efecto de soterramiento
(Araujo 2004)
2212 Yacimientos no consolidados
Son aquellos que suelen tener poco material de matriz (material de
cementacioacuten) que mantenga unido los granos de arena y por lo general tambieacuten
se conoce con el nombre de arenas poco consolidadas constituidas por
formaciones terciarias joacutevenes (Araujo 2004)
222 Fluidos contenidos en los yacimientos
Las rocas de yacimiento contienen agua de formacioacuten petroacuteleo y gas siendo
los dos uacuteltimos fluidos compuestos orgaacutenicos (Carbono e Hidroacutegeno)
normalmente denominados hidrocarburos (Araujo 2004)
2221 Agua de formacioacuten
Es agua salada atrapada en los intersticios de los sedimentos de un yacimiento
durante su deposicioacuten Tambieacuten se conoce como agua intersticial o agua
connata El agua de formacioacuten resulta ser de 3 a 4 veces maacutes salina que el agua
de mar y contiene en promedio 35 en peso o 35000 ppm de Cloruro de
13
Sodio (NaCl) Entre los iones predominantes en las sales disueltas presentes en
las aguas de formacioacuten se encuentran Na+ K
+ Mg
++ Ca
++ Ba
++ Li
+ Cl
ndash
NO3ndash CO3
= HCO3
ndash y SO4
= (Araujo 2004)
2222 Hidrocarburos (Crudo)
Los hidrocarburos son compuestos formados por cadenas lineales o ramificadas
de carbonos unidas por enlaces de hidroacutegeno De acuerdo a las condiciones de
presioacuten y temperatura del yacimiento los hidrocarburos pueden encontrarse en
estado liacutequido o gaseoso Ademaacutes en el medio poroso de la roca el crudo
puede estar acompantildeado por trazas de oxiacutegeno nitroacutegeno azufre y ciertos
metales como el vanadio hierro niacutequel cobre entre otros (Bear 1972) Eacutestos
se clasifican en livianos medianos pesados y extra-pesados seguacuten sus dos
propiedades maacutes relevantes (densidad y gravedad degAPI) como se muestra en la
Tabla 21 (Araujo 2014)
Tabla 21 Gravedad API de los Hidrocarburos
Crudo Densidad
(gcm3)
degAPI
Extra-pesado gt 1 lt10
Pesado 10 - 092 1000 - 2230
Mediano 092 - 087 2230 - 3110
Ligero 087 - 083 3110 - 3900
Suacuteper Ligero lt 083 gt39
Fuente Araujo (2004)
223 Grados API
Es una escala de medicioacuten utilizada para hidrocarburos basaacutendose en su peso
especiacutefico es decir con relacioacuten al agua con la cual se define la calidad del
crudo (liviano mediano pesado extra-pesado) (PDVSA 2010)
224 Crudos Extra-pesados
El teacutermino se refiere a todo tipo de crudo cuya densidad medida en Gravedad
API es menor que 10degAPI es maacutes pesado que el agua y su viscosidad libre de
14
gas estaacute por debajo de los 10000 cP a temperatura de yacimiento y a presioacuten
atmosfeacuterica Posee ademaacutes un contenido aproximado de azufre de 35 y un
contenido de metales de aproximadamente 488 ppm (V Ni entre otros)
Debido a estas caracteriacutesticas el crudo extra-pesado tiene problemas de
movilidad tanto en el yacimiento como en la superficie
Tanto los crudos pesados como los extra-pesados se caracterizan entre otras
cosas por contener una elevada porcioacuten de fracciones de hidrocarburos de alto
peso molecular y tener un mayor contenido de heteroaacutetomos indeseables (S N
O entre otros)
En el oriente de Venezuela se encuentran las mayores reservas de este tipo de
crudo en el mundo depoacutesito conocido actualmente como Faja Petroliacutefera del
Orinoco En dicho depoacutesito las propiedades y calidades de los fluidos variacutean
considerablemente de norte a sur pudieacutendose encontrar hacia el norte crudos
pesados de unos 17degAPI y al sur crudos extra-pesados de hasta 4degAPI (Fiorillo
1987)
225 Recuperacioacuten Teacutermica
Proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las
acumulaciones subterraacuteneas (yacimiento) de compuestos orgaacutenicos con el
propoacutesito de producir hidrocarburos a traveacutes de los pozos
En el caso de petroacuteleos viscosos se utiliza calor para mejorar la eficiencia de
desplazamiento y su nivel de extraccioacuten La reduccioacuten de la viscosidad del
petroacuteleo que acompantildea al incremento de temperatura permite no solo que el
petroacuteleo fluya maacutes faacutecilmente sino tambieacuten resulta en una relacioacuten de movilidad
maacutes favorable durante te desplazamiento de petroacuteleo con agua (Bricentildeo 2015)
La figura 21 representa un ejemplo graacutefico de la viscosidad que puede
presentar un crudo en el yacimiento y la que adquiririacutea posteriormente al aplicar
15
alguacuten proceso teacutermico que le agregue un diferencial de temperatura extra al
yacimiento
Figura 21 Viscosidad del crudo vs Temperatura Fuente Puerta (2015)
Los beneficios obtenidos con los meacutetodos teacutermicos son la reduccioacuten de la
saturacioacuten del crudo residual a consecuencia de la expansioacuten teacutermica aumento
de la eficiencia areal por efecto de la mejora en la razoacuten movilidad destilacioacuten
con vapor y craqueo teacutermico
2251 Clasificacioacuten de los procesos de recuperacioacuten teacutermica
Los procesos teacutermicos de extraccioacuten utilizados hasta el presente se clasifican en
dos tipos aquellos que implican la inyeccioacuten de un fluido caliente en el
yacimiento y los que utilizan la generacioacuten de calor en el propio yacimiento A
estos uacuteltimos se les conoce como ldquoProcesos In Siturdquo entre los cuales cabe
mencionar el proceso de Combustioacuten In Situ Tambieacuten se pueden clasificar
como Desplazamientos Teacutermicos o Tratamientos de Estimulacioacuten Teacutermica
(Bricentildeo 2015)
22511 Inyeccioacuten de fluidos calientes
Los procesos de inyeccioacuten de fluidos calientes envuelven la inyeccioacuten de
fluidos previamente calentados en yacimientos relativamente friacuteos La variedad
de fluidos incluyen los maacutes comunes como el agua (tanto liacutequida como en
forma de vapor) y el aire hasta otros gases de combustioacuten y solventes (Bricentildeo
2015)
16
22512 Recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua caliente
La inyeccioacuten de agua caliente es un proceso teacutermico de desplazamiento es
probablemente el proceso teacutermico de recuperacioacuten maacutes simple y seguro En
algunos casos dependiendo de las caracteriacutesticas del yacimiento puede ser el
maacutes econoacutemico y ventajoso el proceso consiste en inyectar agua caliente a
traveacutes de un cierto nuacutemero de pozos y producir el petroacuteleo por otros Los pozos
de inyeccioacuten y produccioacuten se perforan en arreglos tal como en los procesos de
inyeccioacuten convencional de agua (waterflooding) o la inyeccioacuten continua de
vapor
La inyeccioacuten de agua caliente involucra el flujo de dos fases agua y petroacuteleo
En este sentido los elementos de la inyeccioacuten de agua caliente son
relativamente faacuteciles de describir ya que se trata baacutesicamente de un proceso de
desplazamiento en el cual el petroacuteleo es desplazado inmisciblemente tanto por
agua caliente como friacutea Se aplican a crudos relativamente viscosos
permitiendo asiacute mejorar las condiciones de desplazamiento desde yacimiento
hasta la superficie (Bricentildeo 2015)
Figura 22 Inyecciones de agua caliente Fuente Bricentildeo (2015)
226 Propiedades petrofiacutesicas de la roca
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la roca de yacimiento incluyen la permeabilidad y
la porosidad las cuales indican el comportamiento que puede describir la roca
al interactuar con los fluidos de yacimientos (Araujo 2004)
17
2261 Porosidad (120601)
La porosidad es una medida del espacio vaciacuteo existente entre granos dentro de
la roca expresada como una fraccioacuten (o porcentaje) del volumen total de la roca
Representa el porcentaje del volumen total de la roca que estaacute constituido por el
espacio poroso en la Tabla 22 se reportan algunos valores de porosidad de los
minerales que conforman los sistemas de yacimientos (Araujo 2004)
Tabla 22 Porosidad de los minerales de yacimientos
Material Porosidad
()
Arena 25 - 50
Limo 25 - 50
Arcilla 40 - 70
Basalto Fracturado 5 - 50
Dolomita 0 - 20
Roca Cristalizada Fracturada 0 - 10
Roca Cristalina Densa 0 - 5
Fuente Araujo (2004)
Los yacimientos con baja porosidad tienden a no ser explotables desde el punto
de vista econoacutemico siendo valores comunes de porosidad para formaciones
consolidadas entre 10 y 25 llegando hasta 50 o maacutes en arenas no
consolidadas (Araujo 2004)
2262 Permeabilidad (K)
La permeabilidad de un medio poroso es la habilidad que presenta eacuteste para
dejar pasar un fluido a traveacutes de sus poros interconectados yo red de fracturas
es decir es una caracteriacutestica de la roca Como la permeabilidad depende de la
continuidad de los poros no existe en teoriacutea una uacutenica relacioacuten entre la
porosidad absoluta de una roca y su permeabilidad (Araujo 2004)
2263 Saturacioacuten del fluido
Fraccioacuten del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes
(Araujo 2004) Se identifica Sw como saturacioacuten de agua y So saturacioacuten de
petroacuteleo
18
2264 Tapoacuten
Es una muestra de un nuacutecleo de arena no consolidada que es tomada de la
formacioacuten rocosa y que tiene forma similar a un cilindro empacada de tal
manera facilitando asiacute su manipulacioacuten y permitiendo el anaacutelisis experimental
de la misma (Araujo 2004)
227 Propiedades teacutermicas en los yacimientos
Las propiedades teacutermicas son de gran importancia debido a que son una parte
fundamental en el estudio de transporte de energiacutea en forma de calor en
sistemas roca-fluidos aplicado en la prediccioacuten de la explotacioacuten de
yacimientos petroliacuteferos Las propiedades maacutes importantes son las que se
describen a continuacioacuten
2271 Calor especiacutefico (Ce)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a una unidad por masa para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de correlaciones
o encontrarse tabulada Chevertenkov et al (2013) Su unidad de medida es
energiacutea en forma de calor entre unidad de masa por temperatura en escala de
laboratorio las unidades son JKg degC Se calcula con la siguiente ecuacioacuten
119862119890 = ((119872119907119888lowast119862119890119907119888)+(119872119905lowast119862119890119905lowast119879119894119905)))
119872119904lowast(119879119904minus119879119890) (Ec1)
Donde
Ce calor especiacutefico (JKg degC) Mvc masa del vaso calorimeacutetrico (Kg) Cevc
calor especiacutefico del vaso calorimeacutetrico (JKg degC) Mt masa del termoacutemetro
(Kg) Cet calor especiacutefico del termoacutemetro (JKg degC) Te temperatura (degC) y Ts
temperatura del soacutelido (degC)
2272 Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cv)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a la unidad de volumen para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de
correlaciones o encontrarse tabulada (Maiquiza 2008) Su unidad de medida es
19
energiacutea en forma de calor entre unidad de volumen por temperatura en escala
de laboratorio las unidades son (Jcm3degC) Su expresioacuten matemaacutetica
119862119907 = 120588 lowast 119862119890 (Ec2)
Donde
Cv capacidad caloriacutefica (Jcm3degC) ρ densidad (Kgcm3) Ce Calor especiacutefico
(JKg degC)
2273 Difusividad teacutermica (120630)
Esta determina la velocidad con la que se desplaza un frente de temperatura a
traveacutes del medio Chevertenkov et al (2013) Su unidad es medida es de aacuterea
entre tiempo a escala de laboratorio Las unidades son (m2s) Para obtener su
valor se emplea la siguiente ecuacioacuten
120572 = 119896
120588119862119890 (Ec3)
Donde
120572 difusividad teacutermica del material (m2s) K conductividad teacutermica
(JcmmindegC) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg
degC)
2274 Conductividad teacutermica (K)
Es una propiedad del material que indica la cantidad de calor transferida por
unidad de tiempo a traveacutes del material por unidad de aacuterea transversal normal un
gradiente unitario de temperatura bajo condiciones de estado estacionario y en
la ausencia de cualquier movimiento de fluido o partiacuteculas En general la
conductividad teacutermica de cualquier material variacutea con la presioacuten y la
temperatura En muchos caacutelculos de ingenieriacutea de yacimientos los valores
promedio sobre las condiciones esperadas son adecuados a menos que exista
un cambio de fase Prats (1987) Su unidad de medida es energiacutea en forma de
calor entre unidad de longitud por unidad de tiempo por temperatura en escala
20
de laboratorio las unidades son (JcmmindegC) Se calcula mediante la siguiente
operacioacuten
119870 = 120572 lowast 120588 lowast 119862119890 (Ec4)
Donde
K conductividad teacutermica (JcmmindegC) 120572 difusividad teacutermica del material
(m2s) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg degC)
22741 Conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se obtiene mediante una relacioacuten propuesta por Cragoe (ecuacioacuten 5) para
fracciones de petroacuteleos y mezclas de hidrocarburos en general
119870119900 =00677(1minus0000(119879minus32))
radicγo (Ec5)
Donde Ko conductividad teacutermica (BTUhrmiddotpiemiddotdegF) T temperatura (degF) γo
gravedad especiacutefica del petroacuteleo Posteriormente llevado a las unidades de labo-
ratorio
22742 Conductividad teacutermica del agua
Se obtiene a partir de una interpolacioacuten con los valores reportados en una
tabla en la paacutegina web de la faculta de ingenieriacutea de la Universidad de
Buenos Aires
21
Tabla 23 Valores de conductividad teacutermica del agua
228 Calorimetriacutea
La calorimetriacutea se basa en la medicioacuten del calor a traveacutes del principio en que
dos sustancias que inicialmente estaacuten a diferentes temperaturas buscaraacuten
estabilizarse teacutermicamente sin cambiar de fase o composicioacuten transfiriendo
calor dentro del sistema hasta alcanzar una temperatura de equilibrio esta se
puede realizar a traveacutes de un recipiente adiabaacutetico donde la energiacutea no puede
atravesar el sistema aunque este tipo de sistemas no existen en la realidad lo
maacutes parecido es un termo Un caloriacutemetro es una especie de olla con tapa
conserva bien el friacuteo y el calor (Fourty 2013)
Se usa la medicioacuten del calor para evaluar el calor especiacutefico (a traveacutes de la
ecuacioacuten 1) y una vez obtenido el calor especiacutefico a traveacutes de la calorimetriacutea se
puede determinar la capacidad caloriacutefica (mediante la ecuacioacuten 2) de una
sustancia soacutelida o liacutequida
229 Transferencia de calor
Es un proceso por el que se intercambia energiacutea en forma de calor entre
distintos cuerpos o entre diferentes partes de un mismo cuerpo que estaacuten a
distinta temperatura y fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a
regiones de bajas temperaturas El calor se transfiere mediante conveccioacuten
22
radiacioacuten o conduccioacuten Aunque estos tres procesos pueden tener lugar
simultaacuteneamente puede ocurrir que uno de los mecanismos predomine sobre
los otros dos (Bricentildeo 2015)
2291 Meacutetodos de transferencia de calor
Por definicioacuten calor es la energiacutea que se transfiere como resultado de una
diferencia o gradiente de temperatura Matemaacuteticamente es una cantidad
vectorial que fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a regiones de
bajas temperaturas (Maiquiza 2008) Los mecanismos baacutesicos de transferencia
de calor son
22911 Conduccioacuten
Es la transferencia de calor de una parte de un cuerpo a alta temperatura a otra
parte del mismo a menor temperatura o de un cuerpo a alta temperatura a otro
cuerpo a menor temperatura en contacto fiacutesico con eacutel La ley fiacutesica que
describe el calor por conduccioacuten se conoce como la primera Ley de Fourier
propuesta en 1822 (Bricentildeo 2015)
22912 Radiacioacuten
Es el proceso por el cual el calor es transferido por ondas electromagneacuteticas
(Bricentildeo 2015)
22913 Conveccioacuten
La transferencia de energiacutea en forma de calor se da desde una superficie hacia
un fluido (gas o liacutequido) en movimiento o del fluido en movimiento hacia la
superficie en contacto con eacutel o de una parte de fluido en movimiento a mayor
temperatura hacia otra parte del mismo fluido a menor temperatura Si el
movimiento del fluido se debe a la aplicacioacuten de alguna fuerza (bomba
abanico etc) se dice que existe conveccioacuten forzada Si el fluido se mueve por
diferencia de densidades debido a diferencias de temperaturas se dice que hay
conveccioacuten libre (Maiquiza 2008) Ejemplo flujo de agua caliente vapor que
condensa en direccioacuten del flujo
23
2210 Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN)
La RMN se basa en la respuesta de los nuacutecleos de hidroacutegeno cuando son
expuestos a un campo magneacutetico de alta homogeneidad Su principio fiacutesico
consta de un nuacutecleo de un elemento cuando es colocado bajo el efecto de un
campo magneacutetico este se puede alinear en la misma direccioacuten del campo o en
contra de eacutel diferenciaacutendose dos estados de energiacutea en donde el nivel de baja
energiacutea tambieacuten es denominado estado de equilibrio Debido a que la diferencia
entre ambos estados de equilibrio es muy pequentildea ciertas perturbaciones hacen
que los aacutetomos cambien faacutecilmente de un estado de energiacutea a otro (se crea una
situacioacuten de resonancia) emitiendo cierta cantidad de radiacioacuten en este proceso
siendo estas ondas lo que se capta en una herramienta de RMN lo cual
constituye el principio fiacutesico de su funcionamiento
El nuacutecleo de hidroacutegeno se puede considerar como una barra imantada cuyo eje
magneacutetico estaacute alineado con el eje del momento rotacional del nuacutecleo Cuando
no existe la influencia de ninguacuten campo magneacutetico los nuacutecleos estaacuten alineados
al azar El hidroacutegeno posee momento magneacutetico y es un elemento abundante
en los fluidos contenidos en el espacio poroso de las rocas Las herramientas de
RMN desarrolladas hasta ahora para la evaluacioacuten de formaciones son aplicadas
a la manipulacioacuten de nuacutecleos de hidroacutegeno el cual posee un solo protoacuten Grillo
et al (2014)
2211 Simulacioacuten de yacimientos
La simulacioacuten de yacimientos es una ciencia que combina la fiacutesica la
matemaacutetica la geologiacutea la ingenieriacutea de yacimientos y programacioacuten de
computadores para desarrollar herramientas que pronostiquen el
comportamiento de los yacimientos de hidrocarburos bajo diferentes
condiciones de operacioacuten (Sepuacutelveda 2005)
Esta ciencia es indispensable para obtener predicciones aproximadas del
desarrollo de un yacimiento Dicha necesidad nace del hecho que un proyecto
de recuperacioacuten de un campo de hidrocarburos involucra una inversioacuten de
24
cientos de millones de doacutelares y presenta varios riesgos que estaacuten asociados con
el desarrollo seleccionado y por tanto se precisa la evaluacioacuten y minimizacioacuten
de dichos riesgos Los factores que contribuyen al riesgo incluyen
Complejidad del yacimiento debido a las propiedades de
heterogeneidad y anisotropiacutea de las rocas
Variaciones regionales del flujo de fluidos y caracteriacutesticas de las
curvas de permeabilidades relativas
Complejidad del mecanismo de recobro de hidrocarburos
Aplicabilidad de otros meacutetodos predictivos limitados e inapropiados
22111 Etapas para la simulacioacuten de yacimientos
Para la creacioacuten de un modelo de simulacioacuten de yacimientos que permita
predecir el comportamiento del flujo de fluidos en el medio poroso se requiere
generar una representacioacuten del yacimiento a partir de datos geoloacutegicos
geofiacutesicos y de ingenieriacutea para crear el modelo estaacutetico Posteriormente integrar
esta informacioacuten geoloacutegica con la descripcioacuten de comportamiento
termodinaacutemico de los fluidos para estimar los voluacutemenes en sitio y finalmente
lograr aproximar el comportamiento del yacimiento a traveacutes de un modelo
dinaacutemico que permita evaluar distintos escenarios de explotacioacuten de las
reservas del yacimiento
En el modelo estaacutetico estaacute conformado por diversos sub-modelos los cuales se
trabajan por separado y luego se uniraacuten para formarlo
Modelo estructural este describe la geometriacutea del yacimiento como
fallas discontinuidad en las capas liacutemites del yacimiento
Modelo sedimentoloacutegico y estratigraacutefico caracteriacutesticas de la formacioacuten
productora liacutemites del yacimiento caracteriacutesticas del acuiacutefero ambiente
sedimentario predominante
25
Modelo petrofiacutesico contiene los datos de porosidad permeabilidad
volumen de arcilla saturacioacuten irreducible de agua y saturacioacuten de agua
movible (Sepuacutelveda 2005)
Modelo geomecaacutenico constituye una recoleccioacuten de los datos
necesarios para efectuar predicciones cuantitativas y cualitativas del
comportamiento esfuerzo-deformacioacuten de la roca yacimiento Estos
datos incluyen los esfuerzos presentes en el subsuelo la presioacuten de poro
las propiedades elaacutesticas la resistencia y la estructura de las rocas y
datos numeacutericos tales como la presencia de un intenso fracturamiento
natural (Cook 2016)
El modelo dinaacutemico se encarga de estudiar la hidraacuteulica de los fluidos
dentro del medio poroso el comportamiento de las presiones la
produccioacuten y el efecto de cada una de las variables involucradas en el
proceso permitiendo identificar el mejor escenario para la produccioacuten
eficiente del yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
Primero se identifican las condiciones iniciales y de frontera del modelo de
simulacioacuten luego se realiza una inicializacioacuten para reproducir las condiciones
originales de los fluidos presentes en el yacimiento posteriormente se ejecuta el
ajuste histoacuterico esto para comprobar la calidad del modelo una vez realizado
esto se puede llevar a cabo las respectivas predicciones del comportamiento del
modelo en el futuro (Sepuacutelveda 2005)
22112 Mecanismos de desplazamiento
Para obtener una descripcioacuten fiacutesica del yacimiento real es necesario conocer el
mecanismo de desplazamiento predominante (compresibilidad de la roca
liberacioacuten de gas en solucioacuten segregacioacuten de gas gravitacional empuje por
capa de gas y empuje hidraacuteulico) de acuerdo a esto el modelo debe representar
esta caiacuteda de presioacuten en el yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
26
22113 Propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades petrofiacutesicas se determinan en el laboratorio con pequentildeos
nuacutecleos obtenidos del yacimiento estas deben ser representativas del
yacimiento Para asegurar una mayor precisioacuten en estos datos se puede obtener
informacioacuten complementaria de estas propiedades Dicha informacioacuten la
proporcionan los registros geofiacutesicos y los anaacutelisis de prueba de presioacuten
Ademaacutes existen correlaciones numeacutericas para la obtencioacuten de estas
propiedades y pueden ser de utilidad en cuando no se tengan datos disponibles
(Sepuacutelveda 2005)
Los datos petrofiacutesicos que se necesitan para efectuar una simulacioacuten son
Porosidades
Permeabilidades
Saturaciones de agua petroacuteleo y gas
Presioacuten capilar entre diferentes interfaces
Permeabilidad relativa al agua petroacuteleo y al gas
Compresibilidad de la formacioacuten
22114 Propiedades PVT de los fluidos
Las propiedades de los fluidos son tambieacuten obtenidas en el laboratorio por
medio de muestras obtenidas de los pozos Para poder lograr una descripcioacuten
termodinaacutemica aceptable deben de realizarse tomas de muestras vaacutelidas y
representativas del fluido de yacimiento posteriormente someter las muestras a
condiciones de presioacuten volumen y temperatura que imiten las condiciones del
subsuelo para reproducir el comportamiento de los fluidos que permitan realizar
pronoacutesticos de produccioacuten durante la simulacioacuten numeacuterica (Sepuacutelveda 2005)
Las propiedades de los fluidos que generalmente se requieren en un trabajo de
simulacioacuten son
Factores de volumen del agua del petroacuteleo y del gas (Bw Bo Bg)
27
Relacioacuten de solubilidad del gas en el petroacuteleo y en el agua (Rso Rsw)
Viscosidades del agua del petroacuteleo y del gas (μw μo μg)
Compresibilidad del agua del petroacuteleo y del gas (Cw Co Cg)
Comportamiento de fases
Presioacuten de saturacioacuten
22115 Datos de produccioacuten
Cuando se trata de hacer un ajuste del modelo con la historia del yacimiento se
requieren conocer el meacutetodo de produccioacuten y la declinacioacuten de la presioacuten Estos
datos de produccioacuten que se necesitan para cada pozo se pueden desglosar en
los siguientes puntos
Flujo de petroacuteleo vs Tiempo
Flujo de gas vs Tiempo
Flujo de agua vs Tiempo
Presiones vs Tiempo
Ademaacutes es preciso contar con los iacutendices de productividad y si es el caso con
los iacutendices de inyeccioacuten de los pozos que integran el yacimiento En la praacutectica
generalmente se cuenta con un registro completo de la tasa de produccioacuten de
petroacuteleo de cada pozo pero no pasa lo mismo con los datos de produccioacuten de
gas y de agua cuya informacioacuten la mayoriacutea de las veces es limitada Por ello se
necesita que con los datos disponibles se elabore una graacutefica como la que se
presenta en la Figura 23 que permita interpolando obtener una informacioacuten
maacutes completa
28
Figura 23 Graacutefica tasas de fluidos en funcioacuten del tiempo (Sepuacutelveda 2005)
22116 Simulador de recuperacioacuten teacutermica
Este tipo de modelo se utiliza para simular el comportamiento de los
yacimientos sujetos a alguacuten proceso de recuperacioacuten mejorada por medio de
meacutetodos teacutermicos cuyo objetivo principal es proporcionar energiacutea caloriacutefica al
petroacuteleo con el fin de disminuir su viscosidad y de esta forma facilitar su flujo
hacia los pozos productores Este tipo de meacutetodos puede clasificarse en
Inyeccioacuten de fluidos calientes que pueden ser agua caliente o vapor
Combustioacuten en sitio
Calentamiento electromagneacutetico
Los simuladores que se emplean para este tipo de procesos son complejos
pues requieren el uso de correlaciones que describan las propiedades PVT de
los fluidos para n-componentes como funcioacuten de la presioacuten de la temperatura y
de la composicioacuten (Sepuacutelveda 2005)
22117 Descripcioacuten de la herramienta de simulacioacuten numeacuterica
Por sus siglas en ingleacutes ldquoComputer Modelling Grouprdquo (CMG) es una empresa
de simulacioacuten de yacimientos canadiense la cual cuenta con diferentes
softwares para la simulacioacuten de diferentes tipos de yacimientos
221171 BUILDERreg
Es el pre-procesador en 2D y 3D estaacute basada en MS-Windows que puede ser
usada para crear los datos de entrada dat (aset) para los simuladores los cuales
29
son IMEXreg GEMreg y STARSreg soportados por Builder Este cubre todas las
aacutereas de los datos de entrada en una interfaz sencilla para el usuario
incluyendo crear e importar celdas y propiedades de celda localizando pozos
importando los datos de produccioacuten o creando modelos de fluidos propiedades
roca-fluidos y condiciones iniciales A continuacioacuten se describe el empleado en
este trabajo
221172 STARSreg
Por sus siglas en ingleacutes ldquoSteam Thermal and Advanced Proceses Reservoir
Simulatorrdquo es el simulador pseudocomposicional utiliza valores-k teacutermico e
isoteacutermico quiacutemico y geomecaacutenico usados para analizar yacimientos
estimulados por quiacutemicos e ideal para modelar procesos de recuperacioacuten
avanzada que implica la inyeccioacuten de vapor solventes aire y quiacutemicos Su
cineacutetica de reaccioacuten robusta y capacidades geomecaacutenicas lo hacen el simulador
de yacimientos maacutes completo y flexible disponible en el mercado para modelar
los procesos de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo y gas
221173 RESULTSreg
Es un post-procesador donde se permite la visualizacioacuten y animacioacuten de los
resultados en 2D y 3D como graacuteficos y videos (CMG 2015)
2212 Sistema integral
Es aquel sistemas donde el valor de conductividad fue obtenido al estudiar un
tapoacuten saturado de fluidos (agua a saturacioacuten de agua residual y el resto del vo-
lumen poroso ocupado por petroacuteleo) es decir representa el sistema roca-fluido
evaluado como un elemento
2213 Sistema discreto
El escenario donde cada uno de los componentes del sistema (arena agua y
crudo) son estudiados por separado para obtener el valor de conductividad teacuter-
mica de cada elemento
30
2214 Modelo integral
Es aquel modelo que se genera en el simulador al introducir un uacutenico y mismo
valor de conductividad teacutermica para cada uno de los elementos presentes (flui-
dos y roca) Es decir la conductividades teacutermicas son iguales (Kr = Ko = Kw) y
es el valor obtenido del sistema integral
2215 Modelo discreto
Es aquel modelo que en el que se asigna el respectivo valor de conductividad
teacutermica a cada fase o elemento presente
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos
De los cuatro paraacutemetros teacutermicos propuesto para estudiar (calor
especiacutefico capacidad caloriacutefica volumeacutetrica difusividad teacutermica y
conductividad teacutermica) se realiza la introduccioacuten directa al simulador
de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y conductividad teacutermica e
indirectamente de calor especiacutefico y difusividad teacutermica ya que estos
valores son necesarios para la obtencioacuten de los paraacutemetros a introducir
El simulador solo admite el valor de capacidad caloriacutefica volumetriacutea de
la roca sin fluidos
Es importante acotar que para efecto del presente trabajo de
investigacioacuten se ha estudiado solo el caso de saturacioacuten de la muestra
con agua y petroacuteleo Por lo tanto no se hace referencia a las ecuaciones
ni keywords que representan a la fase gaseosa o soacutelida
Al realizar el estudio de RMN y calorimetriacutea para la obtencioacuten de los
paraacutemetros teacutermicos (del sistema no consolidado con fluido) la
muestra se encontraba a la saturacioacuten de agua y petroacuteleo inicial y no se
verificoacute si ocurrioacute alguna variacioacuten de la saturacioacuten del agua por efecto
del aumento de temperatura (evaporacioacuten) tampoco fue estudiado la
31
variacioacuten de los valores de paraacutemetros teacutermicos al realizar el aumento
de la saturacioacuten de agua (barrido de la prueba de desplazamiento)
consideraacutendose dicha variable en el caacutelculo de la conductividad total
del sistema
El simulador emplea las siguientes ecuaciones para el caacutelculo de
capacidad caloriacutefica total y de conductividad teacutermica total
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total
La capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total se calcula con STARSreg mediante una
ponderacioacuten (por volumen) de las capacidades caloriacuteficas de las fases presentes
en el sistema se introduce el valor de la capacidad de la roca y el valor de las
capacidades de los fluidos es calculado internamente por el simulador a partir
de los datos PVT donde calcula los calores especiacuteficos que obtiene a traveacutes de
las entalpias y lo multiplica por los valores de densidad Se calcula mediante la
siguiente ecuacioacuten
119862119907119905119900119905119886119897 = (1ndash 120593119907) middot 119862119907119903 + 120593119891 (119878119908 middot 119862119907119908 + 119878119900 middot 119862119907119900) (Ec6)
Doacutende
119862119907119903 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca 119862119907w capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica del agua 119862119907119900 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica del petroacuteleo 120593119907
corresponde a la porosidad del vaciacuteo (soacutelido maacutes fluidos) 120593119891 corresponde a la
porosidad de los fluidos (fluidos solamente)
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total
Para el caacutelculo de la conductividad teacutermica total THCONMIX existen 3
meacutetodos o ecuaciones que se utilizan para mezclar las conductividades teacutermicas
de la roca y de las fases Las opciones de mezclado afectan los valores de
conductividad teacutermica de la roca y fases A continuacioacuten se presentan las
opciones que posee el simulador para realizar este caacutelculo
32
221612 Simple
Al habilitar esta opcioacuten se pueden introducir los valores de forma integral
(asignando el mismo valor de conductividad a los elementos presentes en este
caso roca thconr agua thconw y crudo thcono) para especificar una
conductividad teacutermica constante (independiente de la porosidad saturacioacuten y
temperatura) Este escenario resulta apropiado cuando la conduccioacuten teacutermica no
aporta de manera significativa al proceso de recuperacioacuten por ej casos a
escala de campo con gradientes de temperatura modestas entre bloques
De lo contrario para el caso de los modelos discretos se asigna el respectivo
valor de conductividad de cada elemento (rocas y fases)
La ecuacioacuten de mezclado ponderada por volumen SIMPLE de la
conductividad teacutermica es
119870119898119894119909 = 120593119891(119870119908119878119908 + 119870119900119878119900) + (1 minus 120593119907)119870119903 (Ec7)
Doacutende
119870119908 conductividad teacutermica del agua 119870119900 conductividad teacutermica del petroacuteleo 119870119903
conductividad teacutermica de la roca
221613 Complex
La palabra clave COMPLEX especifica el mezclado de las conductividades
teacutermicas de la roca y las fases Al contrario que el caso Simple se requiere
especificar las respectivas propiedades teacutermicas para cada fase presente
Mezcla no lineal
Las conductividades teacutermicas se ponderan mediante uso de la correlacioacuten de
Anand (1973) El valor de la conductividad teacutermica de la mezcla de liacutequido-
roca (kLminusr) se expresa de la siguiente manera
33
kLminusr = (So ko+Sw kw)
(So+Sw)lowast
(kr
(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)028minus0757lowastlog10emptyminus0057lowastlog10(
kr(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)
(Ec8)
221614 Temper
La opcioacuten TEMPER especifica el tipo de mezclado COMPLEX con una
correccioacuten de temperatura adicional Somerton (1974) realiza una correccioacuten
por efecto de temperatura En el simulador STARSreg esta modificacioacuten se
puede realizar despueacutes de calcular el valor de la conductividad teacutermica de la
mezcla de liacutequido-roca La unidad de κ se expresa en Jm-diacutea-degK y la unidad de
temperatura es (degK)
k = kLminusr ndash17524x10minus5(TndashTr)( kLminusr ndash 119616)kLminusrminus064kLminusr(18 lowast 10minus3 middot T)minus36784lowast10minus6lowast kLminusr
(Ec9)
Donde
T valor de la temperatura respectivo a cada espacio de tiempo (degK) Tr
temperatura de referencia (degK)
Temperatura que corresponde a los siguientes datos de entrada
1 Datos de densidad liacutequida (MOLDEN MASSDEN o MOLVOL)
2 Datos de entalpiacutea de la fase liacutequida y fase gas (CPL1 CPG1 etc)
3 Capacidad de formacioacuten de calor (ROCKCP)
4 Datos de conductividad (thconr thconw thcono)
Esta opcioacuten de dependencia de temperatura se considera obsoleta y ha sido
reemplazada efectivamente por la palabra clave THCONTAB
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB)
Es una opcioacuten que se encuentra en la misma ventana donde se ingresa los
valores de conductividad de cada fase (ver la parte inferior de la figura 414) Al
habilitarla permite seleccionar si los valores de conductividad a ingresar son
isotroacutepicos o anisotroacutepicos Al seleccionar la opcioacuten conductividad isotroacutepica
34
permite especificar los valores de conductividad de roca agua petroacuteleo gas y
soacutelido (Kr Kw Ko Kg y Ks) correspondiente a cada valor de temperatura
considerando que conserva la misma magnitud en cualquier direccioacuten Al
seleccionar la opcioacuten conductividad anisotroacutepica permite ademaacutes de especificar
los valores de conductividad en las direcciones i j k de cada fase a una
respectiva temperatura se puede considerar la variacioacuten de la magnitud en las
distintas direcciones espaciales
No se puede usar las palabras claves THCONMIX TEMPER con esta
opcioacuten Si solamente hay una fila la conductividad teacutermica no variacutea con la
temperatura Las entradas de temperatura deben colocarse en orden creciente y
espaciada de manera uniforme
Al habilitar THCONTAB se especifica valores de la roca y de todos los
fluidos esto anula y reemplaza los valores especificados por las palabras claves
thconr thconw y thcono
35
CAPIacuteTULO III
AacuteREA DE ESTUDIO
31 Descripcioacuten del aacuterea de estudio
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco
La Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se encuentra localizada en el aacuterea central
de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela y se extiende entre los estados
Monagas Anzoaacutetegui y Guaacuterico a unos 450 Km de Caracas Distrito Capital de
la Repuacuteblica Como puede observarse en la figura 31 en la actualidad se
encuentra dividida en cuatro (4) aacutereas de produccioacuten denominadas Boyacaacute
Juniacuten Ayacucho y Carabobo con una extensioacuten total de 55314 Km2 (de los
cuales 11555 Km2 se encuentran bajo produccioacuten de crudo extra-pesado) y
limita al sur con el riacuteo Orinoco (Puerta 2015)
Figura 31 Faja Petroliacutefera del Orinoco Fuente Puerta (2015)
36
312 Aacuterea de Carabobo
El aacuterea correspondiente a Carabobo consiste en una franja que se extiende
desde el sureste del Estado Anzoaacutetegui cubriendo toda la parte meridional del
estado Monagas con una longitud de alrededor de 160 Km por unos 45 Km de
ancho Como puede apreciarse en la Figura 32 el aacuterea Carabobo limita al norte
con las llanuras surentildeas del estado Monagas al sur con el riacuteo Orinoco al este
con el estado Delta Amacuro y al oeste con el aacuterea Ayacucho de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco (Puerta 2015)
Figura 32 Aacuterea de Carabobo y sus liacutemites territoriales Fuente Puerta (2015)
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas
El aacuterea de Carabobo forma parte del flanco sur de la cuenca sedimentaria
oriental de
Venezuela Eacutesta es una cuenca asimeacutetrica cuyo eje mayor va en direccioacuten este-
oeste su origen se remonta al periacuteodo Paleozoico y que en los periacuteodos
siguientes fue adquiriendo su configuracioacuten actual completaacutendose desde el
Terciario hasta el presente (Puerta 2015)
La Cuenca Oriental de Venezuela constituye la segunda cuenca petroliacutefera en
importancia para el paiacutes entre las cuatro existentes y estaacute delimitada hacia el
norte por la Cordillera de la Costa al sur por el Macizo Guayaneacutes al este por la
37
plataforma del Delta del Orinoco y al oeste por el lineamiento de El Bauacutel tal y
como se puede apreciar en la figura 33
Figura 33 Cuencas Petroliacuteferas de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela Fuente Puerta
(2015)
314 Estratigrafiacutea regional
La columna estratigraacutefica de Carabobo comienza con un complejo iacutegneo-
metamoacuterfico de edad pre-caacutembrica que se constituye como Basamento Le
sigue en contacto discordante la Formacioacuten Oficina de edad Mioceno Inferior a
Medio con sus cuatros miembros como son Morichal Yabo Jobo y Piloacuten
siguiendo la Formacioacuten Freites de edad Mioceno Superior y por uacuteltimo las
Formaciones Las Piedras-Mesa que corresponden al Plioceno-Pleistoceno y que
no es posible diferenciarlas en el aacuterea (Puerta 2015)
315 Miembro Morichal
Es el maacutes profundo de todos representado por una secuencia de arenas
transgresivas cuarzosas de color marroacuten de grano medio con pobre
escogimiento poco consolidadas intercaladas con capas de lutitas y limolitas
con presencia de intervalos de carboacuten Hacia la base del intervalo existen arenas
masivas poco consolidadas asociadas a un ambiente fluvial donde pueden
encontrarse espesores importantes mientras que en la seccioacuten media y superior
38
se observan arenas intercaladas con lutitas y limolitas con presencia de
carbones que fueron depositados en un ambiente deltaico en el que los
espesores de arena son menores Hacia el este de Carabobo el miembro
Morichal se va reduciendo hasta desaparecer y acuntildearse contra el Alto de
Uverito El contacto inferior es discordante con el basamento iacutegneo-
metamoacuterfico al sur y con el Cretaacutecico al norte y concordante en el tope con el
miembro Yabo de la misma formacioacuten (Puerta 2015)
A continuacioacuten se muestra en la figura 34 la columna estratigraacutefica tipo para el
aacuterea de Carabobo presentado en profundidad y edad geoloacutegica
Figura 34 Configuracioacuten Estructural Fuente Archivos de Petroindependencia SA
En cuanto a la configuracioacuten estructural se interpreta mediante informacioacuten
siacutesmica que consiste en un suave e irregular homoclinal fallado de rumbo este-
oeste a norestesuroeste con un buzamiento general al norte-noroeste con un
aacutengulo que oscila entre 2ordm y 4ordm Fallas de tipo normal afectan principalmente al
basamento y la parte inferior de la Formacioacuten Oficina por lo que se interpreta
que eacutestas se originaron antes de la sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y
se reactivaron con cada evento tectoacutenico que ocurrioacute desde el Mioceno hasta el
presente asiacute como tambieacuten se formaron nuevas fallas que afectan uacutenicamente la
secuencia sedimentaria El fallamiento principal tiene orientacioacuten noreste-
39
suroeste y buzamientos al suroeste y sureste Tambieacuten se observan algunas
fallas de orientacioacuten noroeste-sureste esteoeste y norte-sur con buzamientos de
orientacioacuten variable Las fallas del basamento se formaron antes de la
sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y se reactivaron con cada evento
tectoacutenico que ocurrioacute al norte de Venezuela entre las placas Caribe y
Sudameacuterica desde el Mioceno al presente asiacute como tambieacuten se formaron
nuevas fallas que solo afectan a la secuencia sedimentaria El desplazamiento
vertical de las fallas que afectan el basamento y la parte inferior de la secuencia
sedimentaria variacutea de 50 a 200 pies (Puerta 2015)
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas
Los principales yacimientos del aacuterea de Carabobo corresponden a las unidades
inferior medio y superior del miembro Morichal de la Formacioacuten Oficina
dicha seccioacuten posee desde 200 hasta 1100 pies de espesor a lo largo de toda el
aacuterea Estas arenas fueron originadas de las tierras altas de Guayana al Sur del
Orinoco en donde los riacuteos que fluiacutean hacia el norte arrastraron las arenas y
fueron depositadas como una sucesioacuten de canales fluviales deltas y ambientes
marinos someros La zona maacutes profunda Morichal Inferior es un depoacutesito
fluvial de arenas que por lo general presenta una orientacioacuten Norte-Sur
Morichal Medio por su parte es una unidad de arena de origen fluvio-deltaico
que se acuntildea hacia la zona central de las aacutereas sur y noreste La unidad Superior
es una seccioacuten de arena deltaica a marino somera que predomina en las aacutereas
sur y este de Carabobo En el caso de los miembros Jobo y Piloacuten eacutestos tambieacuten
poseen acumulaciones de hidrocarburos importantes pero se consideran como
secundarias en el aacuterea de la empresa mixta (Puerta 2015)
40
CAPIacuteTULO IV
MARCO METODOLOacuteGICO
41 Tipo de la investigacioacuten
La modalidad de la investigacioacuten cumple con las caracteriacutesticas del tipo
evaluativo
Seguacuten el autor (Zapata 2013) define
ldquoProceso sistemaacutetico disentildeado intencional y teacutecnicamente de recogida de
informacioacuten valiosa vaacutelida y fiable orientado a valorar la calidad y los logros
de un programa como base para la posterior toma de decisiones de mejora tanto
del programa como del personal implicado y de modo indirecto del cuerpo
social en el que se encuentra inmersordquo
En esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten numeacuterica
con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un sistema en el
que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y continua para a
su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y calorimetriacutea
para determinar dichas propiedades teacutermicas
42 Disentildeo de la investigacioacuten
La investigacioacuten se fundamenta bajo los principios de un disentildeo experimental
Seguacuten el autor Arias (2012) define
41
ldquoEl disentildeo experimental es aquel donde el investigador manipula una variable
experimental no comprobada bajo condiciones estrictamente controladas Su
objetivo es describir de queacute modo y porque causa se produce o puede
producirse un fenoacutemeno Busca predecir el futuro elaborar pronoacutesticos que una
vez confirmados se convierten en leyes y generalizaciones tendentes a
incrementar el cuacutemulo de conocimientos pedagoacutegicos y el mejoramiento de la
accioacuten educativardquo
Entonces al realizar los distintos tipos de simulaciones con los respectivos
anaacutelisis de sensibilidad se estaacute realizando experimentos con el fin de evaluar la
influencia del fenoacutemeno fiacutesico de transferencia de calor mediante el simulador
STARSreg alimentado por los datos obtenidos de pruebas de laboratorio
utilizando mediciones de propiedades teacutermicas de un sistema continuo y
discreto para la prediccioacuten del comportamiento del yacimiento al aplicar
meacutetodos de recuperacioacuten mejorada
43 Procedimiento metodoloacutegico
El presente estudio estaacute conformado en esencia por cinco fases las cuales a su
vez se componen internamente en diferentes etapas que cumplen con funciones
vitales para alcanzar de manera eficaz el objetivo general de la investigacioacuten
En la Figura 41 es posible observar el avance del estudio de acuerdo a sus (5)
fases
42
Figura 41 Fases de la metodologiacutea aplicada
431 Revisioacuten bibliograacutefica
En esta fase se llevoacute a cabo una revisioacuten bibliograacutefica necesaria para la
compresioacuten y realizacioacuten de la investigacioacuten todo relacionado a los meacutetodos de
recuperacioacuten teacutermicos simulacioacuten numeacuterica de yacimientos y paraacutemetros
teacutermicos
El material bibliograacutefico consultado comprende publicaciones libros revistas
y manuales teacutecnicos de diversas fuentes nacionales e internacionales como
PDVSA PDVSA-INTEVEP SPE SCHLUMBERGER entre otros Trabajos
especiales de grado de universidades nacionales como la UCV LUZ y UNEF e
internacionales como la USCO y EPN tambieacuten aportaron valiosa informacioacuten
Ademaacutes fue indispensable el estudio de manuales y guiacuteas como los de
FEDUPEL para la redaccioacuten y metodologiacutea de redaccioacuten del trabajo y CMG del
cual se obtuvieron las instrucciones para el uso de la herramienta y las
ecuaciones que emplea el simulador
43
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten
A continuacioacuten se presentan los procedimientos ejecutados por (Doumat 2016)
donde se obtuvieron los datos necesarios para alimentar el simulador por ello
se presenta una explicacioacuten amplia de todo el proceso
Preparacioacuten del tapoacuten para la simulacioacuten fiacutesica
El tapoacuten fue tomado directamente de cortes de nuacutecleos pertenecientes al Campo
Petrocarabobo utilizando un cilindro metaacutelico para la toma de muestra estos
estaban a una presioacuten de yacimiento de 1400 psi Se trabajoacute con nuacutecleos
uniformes que no estuviesen agrietados ya que las grietas son consideradas
una alteracioacuten del medio poroso debido a que es un espacio donde se puede
almacenar fluido y no es natural del sistema En la Tabla 41 informacioacuten de la
muestra tomada
Tabla 41 Valores de las dimensiones de las muestra a estudiar
Profundidad
(Pies)
Longitud
(cm)
Diaacutemetro
(cm)
Aacuterea
(cm3)
3117 415 376 1110
Antes de ser sometida a las pruebas la muestra debe ser sometida a la presioacuten de
confinamiento empleando para ello un sistema coreholder (celda topes manga
de vitoacuten) como se muestra en la Figura 42 El sistema se coloca dentro de la
celda de confinamiento se antildeade agua hasta cubrirlo completamente y se
acopla la rosca superior de la celda Luego a traveacutes de la bomba de inyeccioacuten
automaacutetica (tipo jeringa modelo Teledyne Isco 500D) se comienza a
proporcionar presioacuten mediante el llenado de la celda con el fluido de
confinamiento (agua) hasta alcanzar el valor deseado (en este caso 1400 lpc) y
una vez alcanzado este valor se detiene la bomba y se retira la muestra de la
celda
44
Figura 42 Sistema para confinamiento de muestras de roca no consolidadas Fuente Intevep
SA Centro de Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
Una vez confinadas la muestra se empaqueta con material termoencogible (ya
que no ejerce influencia sobre los resultados obtenidos en las pruebas
realizadas) Para esto fue necesario cortar un pedazo del material en forma
ciliacutendrica de aproximadamente 5 cm de longitud y 4 cm de diaacutemetro el material
se adaptoacute al tapoacuten con ayuda de un soporte metaacutelico que se ajustoacute al tamantildeo de
la muestra a empaquetar (Figura 43)
Figura 43 Proceso completo de empaque de muestras Fuente PDVSA-Intevep
La dimensioacuten de este cilindro de muestra (tapoacuten) se debe ajustar al
portamuestra (coreholder o celda triaxial) del simulador fiacutesico de yacimientos
45
en el que posteriormente se realizaraacuten las etapas de desplazamiento de fluidos
(maacuteximo 70 cm de longitud por 37 cm de diaacutemetro)
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para RMN
Una vez preparados los tapones se definieron las condiciones de ensayo (T2
TAU min diff y Ns) las cuales se establecieron a partir de pruebas empleando
la teacutecnica de RMN en el equipo RMN-Maran DRX 2 (Figura 44) a fin de
obtener los valores de difusividad teacutermica del sistema en consideracioacuten
Donde
T2 Es el tiempo de relajacioacuten necesario para reorientar los protones en la
direccioacuten del campo magneacutetico perturbador (90deg-180deg)
TAU (τ) Es el tiempo secuencial necesario para el reenfoque de los protones en
el plano transversal en el que se encuentran desorientados
Miacutenimo coeficiente de difusioacuten (min diff) Es el tiempo miacutenimo requerido para
visualizar la curva de difusioacuten
Numero de barridos (Ns) Nuacutemero de veces que el equipo recorre la muestra
Tiempo de corrida (Tc) Tiempo que el equipo tarda en escanear la muestra
En la determinacioacuten de estos paraacutemetros se utilizoacute como punto de apoyo los
valores reportados por Halliburton (2001) para cada variable (ANEXO A) En
la Tabla 42 se reportan los valores de las variables que se establecieron en las
pruebas de RMN con los cuales se logroacute determinar de forma oacuteptima los
tiempos de ejecucioacuten para la metodologiacutea
Tabla 42 Condiciones empleadas en la teacutecnica de RMN
T2 (ms) TAU min Diff (m2sec x 10
9) Ns Tc (min)
100 - 500 85 025 20 141
46
Figura 44 Resonador Maran Ultra DRX 2 Fuente PDVSA-Intevep
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para calorimetriacutea
Una vez realizadas las pruebas de RMN se realizaron pruebas para definir los
demaacutes paraacutemetros teacutermicos empleando la teacutecnica de calorimetriacutea con el fin de
obtener la temperatura de equilibrio (Te) y posteriormente determinar el calor
especiacutefico y la capacidad caloriacutefica Para ejecutar esta teacutecnica se necesitoacute un
vaso teacutermico una termocupla (marca thermoline) agua destilada y el tapoacuten del
yacimiento petroliacutefero los cuales se muestran en la Figura 45
Figura 45 Instrumento para la realizacioacuten de la prueba calorimeacutetrica Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de las propiedades teacutermicas
Definidas las condiciones de ensayo para las teacutecnicas de RMN (para la
obtencioacuten directa de difusividad teacutermica) y calorimetriacutea (obtencioacuten de calor
47
especiacutefico al aplicar la ecuacioacuten 1) se estimaron los otros fenoacutemenos teacutermicos
asociado a la muestra tapoacuten capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al multiplicar el
calor especiacutefico por la densidad y la conductividad teacutermica producto de la
multiplicacioacuten de la difusividad la densidad y el calor especiacutefico Se generoacute
una ecuacioacuten por cada muestra representativa para cada propiedad teacutermica lo
que sirvioacute finalmente para interpolar cada paraacutemetro teacutermico en el rango de
temperatura estudiado (50degC ndash 200degC) saturado y no saturado de fluidos Se
observoacute una graacutefica de cada fenoacutemeno teacutermico en funcioacuten del rango de
temperatura
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados
con fluidos
Para la estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas de yacimientos
petroliacuteferos no consolidados con fluido (agua de formacioacuten y crudo pesado) se
evaluacuteo el efecto de la temperatura
Temperatura en las pruebas de evaluacioacuten teacutermica se consideroacute las
temperaturas de 50 100 120 y 200 degC Ese cambio de temperatura genera una
variacioacuten considerable en la viscosidad del crudo al igual que en las
propiedades teacutermicas de los sistemas de yacimientos
Presioacuten las pruebas ejecutadas fueron realizadas a la presioacuten atmosfeacuterica
Saturacioacuten de agua residual se trabajoacute a condicioacuten real del yacimiento con un
Swirr entre 85 garantizando la saturacioacuten de agua de formacioacuten lo maacutes
similar a la del yacimiento
Luego de obtenidos los datos se procedioacute a realizar una graacutefica en Excel de los
paraacutemetros teacutermico en del caso no consolidado asociado a Petrocarabobo
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados sin
fluidos
48
Para poder estimar las propiedades asociadas a no consolidados sin fluidos se
ejecutaron los pasos descritos anteriormente que se realizaron para la muestra
saturada pero previamente el tapoacuten fue sometido a un proceso de limpieza para
eliminar los residuos de crudo y fluidos de perforacioacuten Mediante un equipo de
extraccioacuten Soxhlet o Dean-Stark (Figura 46) Utilizando los solventes
adecuados para remover hidrocarburos y extraccioacuten de sales del agua de
formacioacuten
Figura 46 Equipo de limpieza de muestras Dean-Stars A) antes de la limpieza de muestra y B)
durante la limpieza de muestras
Despueacutes de limpiar el tapoacuten se determinaron las propiedades teacutermicas bajo estas
condiciones a fin de conocer la influencia que ejerce la composicioacuten
mineraloacutegica de la formacioacuten Se evaluacuteo el efecto de la temperatura a
condiciones de yacimiento
Determinacioacuten de la conductividad teacutermica de los fluidos
Se determinoacute con la ecuacioacuten 5 la conductividad del petroacuteleo y con la Tabla 23
la conductividad del agua
Determinacioacuten de propiedades petrofiacutesicas
49
Un paso fundamental consiste en la estimacioacuten del volumen poroso porosidad
y permeabilidad absoluta al aire empleando el equipo CMS 300 automatizado
Este sistema obtiene los valores de voluacutemenes porosos basaacutendose en la Ley de
Boyle [P][V] = constante para una presioacuten de confinamiento dada El
procedimiento consiste en ingresar al sistema la cantidad de muestras a medir
junto con las caracteriacutesticasidentificacioacuten de cada una de ellas (longitud
diaacutemetro y peso) Indicando la presioacuten a la cual se realizaraacuten las mediciones los
resultados obtenidos son volumen poroso porosidad permeabilidad al aire y
permeabilidad corregida por efecto Klinkenberg
Preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica
La preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica consistioacute en la disolucioacuten de
sales inorgaacutenicas (Bicarbonato de sodio Sulfato de Sodio Cloruro de Sodio
Cloruro de Calcio di-hidratado Cloruro de Magnesio hexa-hidratado
Carbonato de Sodio Cloruro de Potasio y Cloruro de Bario di-hitradatado) en
agua destilada Primeramente se burbujeoacute el agua destilada con dioacutexido de
carbono (CO2) para evitar la precipitacioacuten de sales Posteriormente se realiza a
una agitacioacuten constaste burbujeando Dioacutexido de Carbono para evitar la
precipitacioacuten de carbonatos evitando la perdida de condiciones oacuteptimas de
disolucioacuten (Carrero 2011)
44 Caracterizacioacuten de los fluidos
Formulacioacuten de la salmuera
Se prepararon dos litros de salmuera para los cuales fue necesaria la siguiente
cantidad de sales que se muestran en la Tabla 43 en el orden que se presentan
para que no se precipite ninguacuten compuesto
50
Tabla 43 Composicioacuten de la salmuera
Sal Cantidad (g)
NaHCO3 813
Na2SO4 001
NaCl 3107
CaCl2x2H2O 176
MgCl2x6H2O 263
Na2CO3 000
KCl 000
BaCl2x2H2O 036
Densidad del agua de formacioacuten
Para determinar la densidad del agua de formacioacuten asociada al campo
Petrocarabobo se usoacute el densiacutemetro DMA 35N Antoacuten Paar (Figura 47) la
teacutecnica consiste en introducir el agua de formacioacuten en un capilar (en este caso a
una temperatura de 80 ordmC) y de forma automaacutetica arroja el valor de la densidad
en gcm3 y la temperatura de medicioacuten en degC
Figura 47 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 35N Fuente PDVSA-Intevep
Viscosidad del crudo extra-pesado
Para determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030
(figura 48) que opera por medio de la rotacioacuten de un cilindro el cual se
sumerge en el material a analizar midiendo la resistencia de esta substancia a
una velocidad seleccionada La muestra de crudo fue integrada al sistema
51
automaacutetico de medicioacuten y el equipo realizoacute la medicioacuten de la viscosidad en un
rango de temperatura de 40 ndash 264 degC arrojando valores de viscosidad en cP
para cada valor de temperatura
Figura 48 Retrovisco RV 2030 MARCA HAAKE Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de curvas de permeabilidad relativa
Esta metodologiacutea consiste en realizar una prueba a condiciones de yacimiento
(presioacuten temperatura y velocidad de flujo) una prueba que reproduzca la
manera coacutemo se mueven los fluidos en el yacimiento de forma tal que se
puedan ajustar los paraacutemetros necesarios a fin de obtener una reproduccioacuten maacutes
real de las propiedades de interaccioacuten roca fluido presente en los yacimientos
Mediante este meacutetodo se efectuacutea el desplazamiento de los fluidos a traveacutes del
medio poroso de acuerdo al meacutetodo no estacionario (dinaacutemico) el cual
considera el desplazamiento de un fluido por otro (Araujo 2004)
Las pruebas de desplazamiento de fluidos en medio poroso se realizan en
tapones de roca real (arena) de yacimiento limpios instalados en una celda
porta-nuacutecleos tipo Hassler colocada en un horno a la temperatura de trabajo (en
este estudio 68 degC) El sistema se denomina simulador fiacutesico de yacimientos y
52
consta de una celda porta-nuacutecleos dos cilindros de tipo pistoacuten (contenedores de
fluidos agua y crudo) dos bombas de inyeccioacuten tipo jeringa (una para confinar
a presioacuten constante y otra para inyeccioacuten a tasa constante) un sistema de
transductores de presioacuten vaacutelvulas y horno para mantener todo el sistema a la
temperatura de trabajo ver Figura 49
Figura 49 Diagrama de un simulador fiacutesico de yacimientos Fuente Intevep SA Centro de
Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
El procedimiento seguido se detalla a continuacioacuten (Figura 410)
Inyeccioacuten de agua de formacioacuten hasta saturacioacuten 100 del medio poroso y
estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P1) para el caacutelculo de la permeabilidad
al agua a la temperatura de trabajo en cada caso
Etapa de drenaje primario Inyeccioacuten de petroacuteleo a tasa de flujo de referencia
constante (005 cm3min) hasta estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P2) y
se contabiliza el volumen maacuteximo de agua recuperado Se determina la
53
permeabilidad efectiva al petroacuteleo (Ko) a condicioacuten de saturacioacuten de agua
irreducible (Swi)
Etapa de imbibicioacuten Inyeccioacuten de agua de formacioacuten a tasa de flujo de
referencia constante y recoleccioacuten de voluacutemenes de fluido producido (crudo y
agua) en diferentes etapas (menor a mayor volumen) registrando en cada
oportunidad el diferencial de presioacuten correspondiente (de acuerdo al siguiente
esquema P3 P4 P5 P6 etc) Se determina la permeabilidad efectiva al agua
(Kw) a condicioacuten de saturacioacuten de petroacuteleo residual (Sor)
Figura 410 Esquema del procedimiento experimental para la determinacioacuten de curvas de
permeabilidad relativa por el meacutetodo de estado no estacionario Fuente Diacuteaz (2014)
Para la generacioacuten de las curvas de permeabilidad relativa mediante el meacutetodo
convencional se analizaron los datos obtenidos de acuerdo a la metodologiacutea de
caacutelculo denominada modelo hiacutebrido (MDC) que combina caacutelculos matemaacuteticos
que abarcan el meacutetodo JBN (comportamiento de flujo fraccional) y el uso de
correlaciones de Willie y Corey amp Asociados Maacuterquez et al (2014) tanto para
54
el proceso de drenaje como imbibicioacuten de manera de obtener las curvas de
permeabilidades relativas para cada muestra de yacimiento estudiada
Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de
permeabilidad relativa
Entre los aspectos destacables se puede resumir que adicional al efecto
principal que incide en la disminucioacuten de la viscosidad del petroacuteleo al
aumentar la temperatura se evidencioacute tambieacuten reduccioacuten de la saturacioacuten
residual de petroacuteleo (Sor) aumento de la saturacioacuten de agua irreducible (Swi)
desplazamiento del punto de cruce (Krw=Kro Sw) a valores mayores de
saturacioacuten de la fase mojante (agua) y disminucioacuten de la Ko (permeabilidad
efectiva al crudo) Figura 411
La condicioacuten de mojado inferida muestra que las arenas analizadas tienden a ser
maacutes afines por el agua a medida que la temperatura aumenta
Figura 411 Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de permeabilidad relativa
para muestras del Campo Petrocarabobo
Elaboracioacuten del modelo de simulacioacuten en Starsreg
A partir de este punto se explica una serie de procedimientos realizados para la
construccioacuten de los modelos numeacutericos para simular una prueba de
desplazamiento con agua caliente a nivel laboratorio se definieron las matrices
55
de sensibilidades donde se evaluaron los paraacutemetros teacutermicos de forma discreta
e integral
45 Uso de Starsreg
Una vez recolectado los valores petrofiacutesicos los paraacutemetros teacutermicos y
evaluados los fenoacutemenos de interaccioacuten roca fluido se procedioacute a organizar los
datos en el orden que deben ser introducidos en el simulador El simulador
numeacuterico empleado es Starsreg de CMG siendo requerido para su utilizacioacuten el
reconocimiento de su interfaz y de los datos requeridos para su ejecucioacuten asiacute
como la justificacioacuten de la realizacioacuten de las pruebas descritas y de otros
valores suministrados en campo
La herramienta Builder de CMG se empleoacute como un pre-procesador para la
construccioacuten de la malla considerando unidades de laboratorio y porosidad
singular la fecha inicial del proyecto es el 10 de octubre del 2018 hasta el 21 de
agosto y se considero un modelo de fluidos Black Oil de dos fases
451 Construccioacuten del mallado
Se escogioacute el sistema de mallado cartesiano por lo que las dimensiones
ciliacutendricas de la muestra (Tabla 44) debioacute ser convertida a una geometriacutea
cartesiana equivalente (paralelepiacutepedo) con las dimensiones que indica la Tabla
45 respetando los valores de aacuterea transversal y de longitud en este caso el
aacuterea del circulo fue trasformada a la de un cuadrado como se muestra la Figura
412
Tabla 44 Dimensiones de la muestra en forma de cilindro
Dimensiones del cilindro
Diaacutemetro (cm) Aacuterea (cm2) Altura (cm) Volumen (cm
3)
376 111 416 4613
56
Figura 412 Transformacioacuten del aacuterea transversal para la construccioacuten del mallado
Establecimiento de tamantildeo y cantidad de las celdas para el mallado se
colocaron 50 celdas en direccioacuten I 1 celda en direccioacuten J 1 celda en direccioacuten
K cuyas dimensiones se muestran en la Tabla 45
Tabla 45 Dimensiones de las celdas del mallado
Informacioacuten
de las celdas
Direccioacuten Volumen
Total I J K
Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo
M 18 50 00831 1 33322 1 33322 461356
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades de la Tabla 46 fueron colocadas en la seccioacuten de ldquoArray
Propertyrdquo estas fueron suministradas por PDVSA-Intevep obtenidas a traveacutes de
la realizacioacuten de las pruebas descritas anteriormente en los laboratorios de
interaccioacuten roca-fluido
Tabla 46 Informacioacuten petrofiacutesica de la muestra
Propiedades Petrofiacutesicas
Tope de la arena (cm) 0
Espesor de la arena (cm) 333
Porosidad () 3789
Permeabilidad (mD) (I J K) 410417
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca
En esta seccioacuten se encuentran tres pestanas donde se realiza en suministro de
los datos teacutermicos requeridos por el modelo estas pestantildeas son
compresibilidad de la roca
57
Figura 413 en la que se incorporan los valores de compresibilidad de la roca y
de la presioacuten de poro de referencia
Figura 413 Ventana para ingresar los datos de compresibilidad de la roca y presioacuten de
porosidad de referencia
En la pestantildea de propiedades teacutermicas se suministran los valores de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se selecciona el tipo de mezclado para la
conductividad se aplica o no la herramienta de la tabla de dependencia de
temperatura para la conductividad teacutermica Thcontab y se especifica que se
considera una conductividad teacutermica isotroacutepica
Figura 414
58
Figura 414 Ventana de las propiedades teacutermicas
En la figuraFigura 415 se muestra la pestantildea de peacuterdida de calor por las rocas
adyacentes en la que se indica que no hay peacuterdidas de calor especificando que
las rocas suprayacente e infrayacente no poseen la propiedad de conductividad
teacutermica (valor cero) ni capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
Figura 415 Ventana de las peacuterdidas de calor por las rocas adyacentes
Se considera propiedades teacutermicas isotroacutepicas en las distintas direcciones (I J
K) ya que no se disponen de informacioacuten de laboratorio que permita concluir lo
contrario
59
Las conductividades teacutermicas isotroacutepicas dependientes de la temperatura se
definen mediante una tabla como se puede ver en la Tabla 47 La primera
columna se refiera a la temperatura T (C|F) las columnas thconr thconw y
thcono
Tabla 47 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo discreto
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0023083 0387300 0068139
60 0019678 0391200 0067761
70 0017184 0396000 0067383
80 0015281 0400000 0067005
90 0013778 0403200 0066626
100 0012559 0405600 0066248
110 0011550 0407200 0065870
120 0010700 0408000 0065492
130 0009973 0408000 0065114
140 0009344 0407200 0064736
150 0008794 0405600 0064357
Para el modelo integral como se observa en la tabla 48 se asignoacute el mismo va-
lor a todas la fases a la misma temperaturas obtenido de las pruebas experimen-
tales de la muestra saturada estos valores de conductividad aumenta proporcio-
nalmente con la temperatura
Tabla 48 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo integral
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0003150 0003150 0003150
60 0005700 0005700 0005700
70 0008350 0008350 0008350
(Tr) 80 0011100 0011100 0011100
90 0013950 0013950 0013950
100 0016900 0016900 0016900
110 0019950 0019950 0019950
120 0023100 0023100 0023100
60
130 0026350 0026350 0026350
140 0029700 0029700 0029700
150 0033150 0033150 0033150
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad
Una vez estudiadas todas las ecuaciones que emplea el simulador para el
caacutelculo de la conductividad y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica se realizoacute
una validacioacuten comparando los valores arrojados por las ecuaciones
programadas con las graacuteficas de los archivos de salida del simulador para ello
se utilizoacute como herramienta Microsoft Excel
454 Seccioacuten de componentes
Se especificoacute que la muestra se encontraba saturada por dos fluidos (agua y un
pseudocomponente de crudo muerto) se les asignaron los valores de peso
molecular densidad y viscosidad para el resto de las propiedades se asignoacute
ldquo0rdquo de esta manera el simulador asigna los valores por defecto que se muestran
en la Tabla 49
Tabla 49 Valores por defectos del simulador
4541 Densidades
El valor de la densidad del agua fue suministrada a 80degC (temperatura de
referencia) La densidad del crudo fue calculada en los laboratorios de PVT con
el densiacutemetro digital Anton Paar modelo DMA 4500M (figura 416) el rango
61
de temperatura considerado esta entre 40 y 60 degC por las limitaciones del
equipo posteriormente el valor a 80degC fue obtenido mediante extrapolacioacuten En
la figura 417 se muestra los valores los valores de densidad introducidos en
Starsreg para la simulacioacuten
Figura 416 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 4500M Fuente PDVSA-
Intevep
Figura 417 Ventana para insertar la densidad de los fluidos
4542 Viscosidades de la fase liacutequida
El valor de densidad del agua fue proporcionado por la Empresa Mixta para
determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030 En la
62
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura se presenta
los valores de viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura a ser
ingresados en el simulador y la respectiva Curva de la viscosidad del crudocurva de
la viscosidad del crudo se ilustraen la Figura 418 En cuanto a la viscosidad del
agua es un valor constante y las viscosidades de la fase gaseosa no se habilito
esta seccioacuten ya que no se considera fase gaseosa presente en el medio
63
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura
64
Figura 418 Curva de la viscosidad del crudo
4543 General
Los valores de referencia son las condiciones de trabajo al usar en el caso de la
temperatura estaacute pautado por la temperatura en la que se empleoacute el densiacutemetro
y la presioacuten de referencia de los laboratorios de PDVSA-Intevep En la Figura
419 se muestran los valores introducidos en el simulador
65
Figura 419 Ventana de la seccioacuten de componentes para introducir los valores de referencia en
la subseccioacuten general
46 Seccioacuten de Roca-fluido
Se emplearon las curvas de permeabilidad relativas obtenidas de las pruebas
desplazamiento realizadas en los laboratorios de interaccioacuten Roca-Fluido de
Pdvsa-Intevep utilizando tapones del aacuterea de estudio
66
Figura 420 Curva de permeabilidad
47 Seccioacuten de condiciones iniciales
En esta etapa se introducen las condiciones de yacimientos de presioacuten y
temperatura a las que fueron ejecutadas las pruebas de desplazamiento la
Figura 421 No se asignoacute contactos entre fluidos para garantizar que al inicio
haya soacutelo petroacuteleo en el yacimiento
67
Figura 421 Ventana de la seccioacuten de condiciones iniciales se muestra el valor de presioacuten y
profundidad de referencia suministrada al simulador
48 Seccioacuten numeacuterica
Se especifican los paraacutemetros utilizados en la simulacioacuten numeacuterica de las
ecuaciones involucradas en el flujo de fluidos (paraacutemetros de convergencia
constantes numeacutericas meacutetodos de solucioacuten discretizacioacuten y convergencia) Se
realizaron las modificaciones siguientes para tres paraacutemetros especiacuteficos
colocando los valores siguientes
Tabla 411 Modificaciones en la seccioacuten numeacuterica
Keyword Valor Definicioacuten
DTWELL 001min Tamantildeo de intervalo de primer paso de tiempo
NEWTONCYC 30 Cantidad de iteraciones para obtener la solucioacuten
NCUTS 15 Maacuteximos intervalos de cortes
49 Seleccioacuten de pozos y datos recurrentes
El modelo estaacute conformado por dos pozos un pozo inyector situado en la celda
(1 1 1) y un pozo productor celda (50 1 1) ambos pozos inician su
funcionamiento el 10-10-2018 a 000 min hasta los 2880 min
Pozo Inyector tipo Mobweight explicit
68
Para este modelo sencillo donde se inyecta un solo fluido que no es vapor y no
ocurren cambio de fases en el proceso de inyeccioacuten es indiferente que tipo de
pozo inyector se seleccione pues no afecta los caacutelculos del modelo
Restricciones (Constrains) en la ventana de constrains del pozo inyector se
muestra que los paraacutemetros empleados fueron la presioacuten de fondo y la tasa
de inyeccioacuten y ambos aplicados con la accioacuten de CONT la cual implica que
la accioacuten a tomar en caso de una violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten
operativa en este liacutemite y continuar con la simulacioacuten
Figura 422 Ventana de constrains del pozo inyector
Fluido inyectado a continuacioacuten en la Figura 423 Ventana para
descripcioacuten del fluido de inyectado se muestra las caracteriacutesticas como
composicioacuten y temperatura del fluido inyectado
69
Figura 423 Ventana para descripcioacuten del fluido de inyectado
Pozo Productor
Se cargoacute un archivo (fhf) para adjuntar el ldquohistoacuterico de produccioacutenrdquo y cargar
los eventos de los pozos inyector y productor Este archivo se realiza a partir de
un documento (txt) contiene las informacioacuten de produccioacuten de la prueba de
desplazamiento con un formato especiacutefico que contiene fecha final nombre del
archivo ldquoProduction Data Field History Fiel fecha inicial numero de variables
a utilizar los nombres de la variables y las unidades de esas variables el
nuacutemero de pozos y sus nombres luego se coloca el valor de cada variable con
respecto a la fecha
En la Figura 424 se muestra el (fhf) que fue utilizado en el modelo en el que
se cargoacute la informacioacuten de tasas de petroacuteleo agua y liquido en el pozo
productor y de tasa de inyeccioacuten de agua en el pozo inyector en unidades de
laboratorio en el tiempo que alliacute se indica en el formato de (antildeo-mes-
diaThoraminseg)
70
Figura 424 Histoacuterico de produccioacuten empleado para el modelo
Restricciones (Constrains) en la Figura 425 se muestra que el
paraacutemetro empleado fue el de la tasa de produccioacuten de liacutequido con la
accioacuten de CONT la cual implica que la accioacuten a tomar en caso de una
violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten operativa en este liacutemite y
continuar con la simulacioacuten
71
Figura 425 Ventana de constrains del prozo productor
410 Dato de salida IO Control
Se especificaron los paraacutemetros teacutermicos y variables que se requieren como
datos de salida eacutestas son las variables que se podraacuten graficar para estudiar con
la herramienta Results Graph de CMG objetivo del anaacutelisis del trabajo
Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (HEATCAP)
Conductividad teacutermica de la formacioacuten (roca + fluidos)
(THCONDUCT)
Conductividad teacutermica de la roca (THCOMPRE)
Temperatura (TEMP)
Viscosidad del petroacuteleo (VISO)
Saturacioacuten de agua (Sw)
411 Sensibilidades
En la tabla 51 se observan los valores miacutenimos y maacuteximos permitidos por el
simulador STARSreg tambieacuten el valor representativo de valores de
conductividad para cada fase a 25degC Adicionalmente se antildeadieron los valores
de conductividad a la temperatura de referencia obtenido por las pruebas
experimentales todos estos valores fueron los empleados para el estudio de
sensibilidad de conductividad teacutermica Anaacutelogamente en la tabla 53 se
72
observan los valores que especifica el manual del simulador como valores
miacutenimos y maacuteximos tambieacuten valores representativos de capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica Los valores representativos de conductividad y de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica del simulador se emplearon para comparar con los
valores obtenidos en el laboratorio y analizar la diferencia en el valor tiacutepico de
arenas consolidadas como lo indica el simulador y las arena no consolidadas
como es nuestro caso de estudio
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total
Se realizaron corridas con el modelo laquoDiscreta Complexraquo variando los valores
de conductividad teacutermica de la roca petroacuteleo y agua) y graficando en la celda
(25 1 1) los valores de conductividad total y la temperatura para los tres
valores asignados (valor miacutenimo valor maacuteximo y valor a tr) en el estudio por
separado de cada elemento para determinar cuaacutel es el elemento que mayor
impacto causa en la temperatura
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
Se empleoacute el modelo laquoDiscreta Complexraquo para graficar la conductividad
teacutermica capacidad caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del
tiempo especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y (49 1 1)
para estudiar el efecto de los paraacutemetros teacutermicos en las diferentes celdas con el
valor de conductividad que mayor variacioacuten causa en la temperatura con
respecto al modelo base
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
Se realizaron corridas con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontabraquo e
laquoIntegral Complex Thcontabraquo realizando variaciones en los valores de
capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca (Cvr) en la celda (25 1 1) los
valores asignados fueron los valores maacuteximo miacutenimo y el correspondiente de
las pruebas a la temperatura de referencia
73
412 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
A traveacutes de los modelo laquoDiscreta Complexraquo y laquoDiscreta Complex con
Thcontabraquo se realiza una comparacioacuten del valor de la conductividad teacutermica
total del sistema de un modelos discretos y por otro lado habilitando la opcioacuten
Thcontab
413 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
Por medio de los modelos laquoIntegral Complexraquo e laquoIntegral Complex con
Thcontabraquo se estudia la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en el
modelo integral
414 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
laquoDiscreta Complexraquo y laquoIntegral Complexraquo En la Figura 514 se pueden
comparar los valores de conductividad teacutermica considerando el modelo
cargando de forma discreta e integral
415 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontab raquo e laquo Integral Complex con
Thcontabraquo se realiza la comparacioacuten de los valores conductividad teacutermica total
y conductividad teacutermica de la roca de los modelos
74
CAPIacuteTULO V
ANALISIS DE RESULTADOS
51 Sensibilidades
A continuacioacuten se presentan los resultaron de las sensibilidades de los modelos
empleados para el estudio de la conductividad teacutermica y de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica
En la tabla 51 se presenta los valores finales de la conductividad teacutermica del
agua roca y petroacuteleo para cada una de las sensibilidades estos valores son los
experimentales de conductividad teacutermica con los valores de conductividad
teacutermica que el simulador sentildeala como representativos y poder hacer una
comparacioacuten del rango de valores y similitud para estimar si se encuentra en un
valor correspondiente de su respectivo elemento Para ello se llevoacute los valores
obtenido a temperatura de 80degC a una temperatura de 25degC El valor
experimental de conductividad de la roca se encuentra por debajo del valor
sugerido lo que se debe a que el valor de conductividad teacutermica de las arenas no
consolidadas son menores a los valores de conductividad teacutermica de las arenas
consolidadas que representa el valor de conductividad teacutermica del valore
representativo que estipula el simulador
75
Tabla 51 Valores de conductividad teacutermica de STAR y obtenido experimentalmente
En la tabla 52 se observar las sensibilidades realizadas para la conductividad
teacutermica cada elemento
Tabla 52 Sensibilidades de la conductividad teacutermica
Sensibilidades Kr Ko Kw
1 Valor maacuteximo Valor a Tr Valor a Tr
2 Valor a Tr Valor maacuteximo Valor a Tr
3 Valor a Tr Valor a Tr Valor maacuteximo
4 Valor miacutenimo Valor a Tr Valor a Tr
5 Valor a Tr Valor miacutenimo Valor a Tr
6 Valor a Tr Valor a Tr Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr Valor a Tr Valor a Tr
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua
Como se observa en la Figura 51 se realizan el modelo base y las
sensibilidades 3 y 6 es decir la variacioacuten de los valores de la conductividad en
la fase acuosa se observoacute poca variacioacuten en la temperatura una diferencia de
056 degC y error de 064 para kw = 000010 JcmmindegC y diferencia de 075
degC y error de 092 para kw = 6944578 JcmmindegC con respecto a los valores
del modelo base La temperatura de la celda disminuye muy poco a medida que
se le aumenta el valor de conductividad del agua El mayor error relativo que
alcanza la conductividad teacutermica al aplicar kw = 000010 JcmmindegC es de
047 mientras que al aplicar kw = 6944578 JcmmindegC es de 5769
(ANEXO C)
76
Figura 51 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del agua en la temperatura
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se realiza el modelo base y las sensibilidades 2 y 5 y se observa que entre la
curva de la temperatura para ko = 000010 JcmmindegC y la curva de
temperatura del modelo base se observa una diferencia de 016 degC y error de
019 por ser valores cercanos visualmente ocurre un solapamiento entre
ambas curvas de temperatura caso contrario al comparar la curvas de
temperatura del modelo base con la curva de temperatura de ko = 6944578
JcmmindegC presenta una diferencia de 082 degC y error de 1 Al aumentar los
valores de conductividad teacutermica de la fase oleica es poca la disminucioacuten de la
temperatura de la celda El mayor error relativo que alcanza la conductividad
teacutermica al aplicar ko = 000010 JcmmindegC es de 029 mientras que al
aplicar ko = 6944578 JcmmindegC es de 6213 (ANEXO C)
77
Figura 52 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del petroacuteleo en la temperatura
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca
Se comparan el modelo base y las sensibilidades 1 y 4 Se recurrioacute a una graacutefica
del tipo logariacutetmica para representar los valores de conductividad total ya que
los valores introducidos afectan notablemente la temperatura con una diferencia
de 474 degC y error de 570 para kr = 000010 JcmmindegC y una diferencia de
164 degC y error de 198 para kr = 6944578 JcmmindegC y pueden causar un
cambio de conductividad teacutermica final en la celda de para kr = 000010
JcmmindegC diferencia de 004 JcmmiddotmindegC y error de 099 para kr =
6944578 JcmmindegC diferencia de 319 JcmmiddotmindegC y error de 9881
(ANEXO C)
78
Figura 53 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la temperatura
Basado en lo observado se puede inferir que es la fase solida de la roca causa
maacutes variacioacuten en la temperatura 570 al realizarle la variacioacuten en los valores
de conductividad teacutermica de la roca especiacuteficamente en kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC este
comportamiento se puede atribuir a la ecuacioacuten aplicada y al valor de
conductividad irreal de conductividad teacutermica empleada ya que es 3647 veces
mayor al valor tiacutepico Mientras la variacioacuten de la conductividad teacutermica en los
fluidos tuvieron un similar comportamiento que no representaban una
influencia marcada en la temperatura arrojando un error relativo gt1 (ANEXO
C) Al aumentar los valores de conductividad teacutermica la temperatura de la celda
disminuye lo que es coherente ya que contribuye a la propagacioacuten del calor
pero afecta en mayor escala a este caso En el ANEXO B se presenta con maacutes
detalle los valores en los que oscilan las curvas de conductividad teacutermica y la
temperatura final que se alcanza respectivamente Acotando que en general
ocurre un aumento de la conductividad durante el proceso de inyeccioacuten de agua
caliente y que aquellas conductividades teacutermica que presentan una leve
disminucioacuten con el aumento de la temperatura son las sensibilidades 2 y 6 lo
79
cual se debe a la disminucioacuten de la saturacioacuten de crudo que en el caso de ko =
6944578 JcmmindegC el cual es la conductividad teacutermica con mayor valor Por
otro lado en kw = 000010 JcmmindegC ocurre que el menor valor corresponde
a la conductividad teacutermica del agua la cual aumenta su saturacioacuten y como la
conductividad teacutermica total se basa en una ecuacioacuten de ponderacioacuten por
volumen hace que el valor de conductividad teacutermica total tienda a la
conductividad con el mayor volumen
La sensibilidad de la conductividad teacutermica de la roca afecta inversamente a la
temperatura como a la capacidad caloriacutefica obtenieacutendose asiacute una curva de
mayor capacidad caloriacutefica al introducir el menor valor de conductividad de la
roca y viceversa figura 54
Figura 54 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
En la Figura 55 se observa como el aumento de la conductividad incrementa el
avance del agua proporcionalmente al disminuir la conductividad aumenta la
temperatura lo cual ayuda a la disminucioacuten de la viscosidad del crudo y
aumentado la movilidad y beneficiando la extensioacuten de la saturacioacuten de agua en
la celda
80
Figura 55 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en el avance de
inyeccioacuten de agua
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
En las Figura 56 y 57 se graficaron la conductividad teacutermica capacidad
caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del tiempo al aplicar la
sensibilidad 4 especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y
(49 1 1) donde se observa como el frente de agua trae consigo el aumento de
la temperatura la capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica siento el maacutes
afectado la celda (2 1 1) la cual es la celda maacutes proacutexima al pozo inyector ya
que es por medio del cual se inyecta el agua caliente
81
Figura 56 Saturacioacuten y capacidad de kr = 000010 JcmmindegC
Figura 57 Temperatura y conductividad de kr = 000010 JcmmindegC
82
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
En la tabla 53 se observa que existe una diferencia entre el valor representativo
del simulador que trae por defecto a 25degC y el valor experimental extrapolado a
25degC apreciaacutendose que el valor de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
experimental es mayor por lo que establece que las arenas no consolidadas
requieren mayor cantidad de energiacutea en forma de calor para aumentar la
temperatura
Tabla 53 Valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de STAR y obtenido experimentalmente
Nombre Keyword
Valor
miacutenimo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
maacuteximo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
representativo
para STAR a
25degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 80degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 25degC
(Jcm3degC)
Capacidad
Caloriacutefica
Volumeacutetrica
de la roca
Rockcp 0 100 23470 18513 37598
En la tabla 54 se observar las sensibilidades realizadas para la capacidad caloriacute-
fica volumeacutetrica
Tabla 54 Sensibilidades de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca
Sensibilidades Cvr
7 Valor maacuteximo
8 Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr
Al graficar el modelo base y las sensibilidades 7 y 8 se observa en la Figura 58
(izquierda) que la saturacioacuten del agua es mayor al usar la sensibilidad 8 de la
Tabla 54 es decir el menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cvr = 0
Jcm3degC) el modelo base tiene un comportamiento semejante debido a la
cercaniacutea de sus valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica caso contrario al
introducir la sensibilidad 7 de la Tabla 54 (Cvr = 100 Jcm3degC) pues este caso
presenta una curva que muestra un suave incremento luego de los 246 minutos
83
de iniciar la inyeccioacuten En la Figura 58 (derecha) se representan tres rectas casi
constantes producto de introducir los valores de la tabla 53 en la ecuacioacuten 6 su
comportamiento de recta horizontal se debe a la poca variacioacuten de capacidad
caloriacutefica con respecto al incremento de temperatura Por otro lado en la Figura
59 (izquierda) se aprecia la variacioacuten de la temperatura y que el miacutenimo valor
de capacidad arroja como resultado un abrupto aumento de la temperatura de la
celda seguida por la curva del modelo base y por uacuteltimo la curva de maacuteximo
valor de capacidad demostrando que solo aumenta la temperatura de la celda
hasta 714degC lo cual se debe a que el aumento de la temperatura estaacute asociado a
la saturacioacuten de agua y la sensibilidad que obtenga una mayor saturacioacuten
obtendraacute tambieacuten una mayor temperatura y viceversa Con respecto a la
conductividad teacutermica al introducir el mayor valor de capacidad caloriacutefica
demostroacute ser la curva con un aumento de pendiente casi vertical los primero
minutos del desplazamiento consecuencia de incremento de saturacioacuten se agua
y luego de los 900 minutos tiende a un valor constante de 0039 JcmmiddotmindegC
mientras las otras dos curvas muestran un aumento al inicio del proceso y
alcanza un punto criacutetico en el minuto 64 decayendo hasta los 400 minutos
alcanzando en ese punto un menor valor de conductividad teacutermica la
sensibilidad del menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
84
Figura 58 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex
Thcontab
85
Figura 59 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad de
la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex Thcontab
Las Figura 510 y 511 muestran graficas similares a las Figura 58 y Figura 59
del modelo cargado con valores de forma integral se obtienen las mismas
observaciones en la saturacioacuten tanto para la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y
temperatura Sin embargo en el paraacutemetro de la conductividad teacutermica
presentan curvas que incrementan a medida que la temperatura aumenta
Debido a que la variacioacuten de la saturacioacuten no afecta el valor de conductividad
total como consecuencia de la restriccioacuten de aumentar con la temperatura por
medio de la herramienta Thcontab para todas las fases con el mismo valor
86
Figura 510 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex
Thcontab
87
Figura 511 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad
de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex Thcontab
52 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
En la Figura 512 se puede observar la contraposicioacuten de estudiar la
conductividad teacutermica total del sistema de un modelos discretos introduciendo
un solo valor constante de la conductividad para cada fase respectiva y por otro
lado habilitando la opcioacuten Thcontab que permite especificar la variacioacuten de las
conductividades de cada fase con respecto a la variacioacuten de la temperatura y
ademaacutes permite la opcioacuten de graficar la curva de conductividad de la roca la
cual es decreciente al transcurrir el tiempo y el aumento de la temperatura Al
comparar ambas curvas de conductividad teacutermica total se puede distinguir una
curva creciente que pertenece valores constantes de conductividad teacutermica para
cada fase mientras que la curva que emplea Thcontab se compone de tres
tendencias ambas curvas muestran al inicio un crecimiento pronunciado debido
al aumento de la saturacioacuten del agua la curva con Thcontab una segunda
88
seccioacuten que muestra un decrecimiento luego de un punto criacutetico a los 64
minutos y luego a partir de los 400 minutos una seccioacuten de valores contantes
que presenta un ligero incremento sin embargo las curvas solo presentan una
diferencia en promedio de 0000183 JcmmiddotmindegC y un error de 05
Figura 512 Contraste entre la conductividad total de un modelo discreto Complex y un modelo
discreto Complex con Thcontab
53 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
En la Figura 513 se expone la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en
el modelo integral Complex La conductividad teacutermica total del sistemas al
introducir los valores contantes de conductividad (Curva 1) se describe una
conductividad constante en el tiempo con una recta de pendiente cero con el
mismo valor que se introdujo en el simulador cada fase con el mismo valor de
conductividad y por balance de masa incrementar la saturacioacuten de agua
disminuye proporcionalmente la saturacioacuten de petroacuteleo mantenieacutendose
constante la porosidad lo cual indica un mismo valor volumeacutetrico de roca en la
89
ecuacioacuten de volumen ponderado que calcula la conductividad teacutermica total
quien arroja el mismo resultado en cada paso de tiempo Mientras que al
habilitar la opcioacuten Thcontab es igualmente asignando el mismo valor de
conductividad teacutermica para todas las fases pero indicando la variacioacuten con la
temperatura se permite observar que la conductividad teacutermica de la roca y la
total del sistemas presentan unas curvas solapadas que incrementan con el
transcurrir del tiempo
Anaacutelogamente estas curvas son iguales por el balance de materiales el aumento
de la curva se debe a la variacioacuten de los valores de conductividad a traveacutes del
tiempo seguacuten indica la tabla Thcontab Al comparar ambas curvas de
conductividad teacutermica total se observa una diferencia de 00002163
JcmmiddotmindegC y un error de 19 (ver ANEXO D)
Figura 513 Contraste de la conductividad total de un modelo integral Complex y la
conductividad total y de la roca de un modelo integral con Thcontab
90
54 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
En la Figura 514 se pueden comparar los valores de conductividad teacutermica
considerando el modelo cargando de forma discreta e integral La capacidad
caloriacutefica y la saturacioacuten no se ven afectadas por el tipo de modelo que se
emplee la temperatura al contrario si representa una diferencia de 102 entre
los minutos 400 y 800 En el modelo discreto la conductividad es 345 veces
mayor al modelo integral mantenieacutendose este en el valor contante de 0011100
JcmmiddotmindegC y por el contrario el modelo discreto iniciando en 00293004
JcmmiddotmindegC y ascendiendo hasta el valor de 0038362 JcmmiddotmindegC esto se debe
que aunque el simulador emplea la ecuacioacuten 8 con los valores de conductividad
de cada elementos (roca agua y petroacuteleo) constantes a traveacutes del tiempo pero
las saturaciones variacutean a traveacutes del tiempo eacutestos cambios en las saturaciones
hacen que la conductividad teacutermica total ascienda tendiendo a la conductividad
de quien incrementa su saturacioacuten eacuteste es el caso del agua y la cual posee una
conductividad mayor Ambas curvas tienen una diferencia de 0022731
JcmmiddotmindegC y un error de 672 (ANEXO E)
91
Figura 514 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad capacidad caloriacutefica temperatura
y saturacioacuten total de un modelo discreto Complex con un modelo integral Complex
55 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Aunque ambos modelos (integral y discreto) fueron ejecutados con Thcontab lo
que permite para ambos casos graficar la conductividad teacutermica de la roca solo
se graficoacute para el modelo discreto (Figura 515) ya que al realizar un modelo
integral la conductividad teacutermica de la roca es la misma que la conductividad
teacutermica total y ambas curvas se solapan En el modelo discreto se aprecia que
la conductividad teacutermica de la roca disminuye al transcurrir del tiempo donde
ocurre el aumento de temperatura tal y como lo enuncia Messmer (1980) afirma
ldquoLa conductividad teacutermica de las arenas no consolidadas disminuyen con el
aumento de la temperatura debido a los efectos del mineral cuarzo que es un
material cristalino con propiedades teacutermicas anisotroacutepicas presente en estos
sistemasrdquo El cuarzo que es el mineral que predomina en las areniscas seguacuten
estudios llevados a cabo en PDVSA - Intevep (2016) mediante Difraccioacuten de
92
Rayos X determinaron que posee mayor porcentaje (66) presente en el
sistema de yacimiento petroliacutefero campo Petrocarabobo En las curvas de
conductividad teacutermica total entre los modelo discreto e integral se obtuvo una
diferencia en promedio de 0023130 JcmmiddotmindegC y un error de 2125 y entre
las curvas de conductividad teacutermica de la roca una diferencia en promedio de
0004859 JcmmiddotmindegC y un error de 446 (ANEXO F)
Figura 515 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad total de un modelo discreto
Complex Thcontab y un modelo integral Complex Thcontab
93
CONCLUSIONES
Las arenas consolidadas secas pueden tener una conductividad teacutermica
mayor que las arenas no consolidadas sin fluidos con la misma
composicioacuten debido a que ocupa mayor proporcioacuten volumeacutetrica en un
volumen determinado es decir hay mayor contacto entra los poros de la
matriz
El caacutelculo de la conductividad total del sistema se realiza mediante el
meacutetodo Complex debido a que utiliza la ecuacioacuten de mezcla no lineal
recomendada por CMG tomando en cuenta las conductividades y
saturaciones de los fluidos presentes e interrelaciones entre las fases
En modelo integral Thcontab todos los valores de conductividad teacutermica
aumentan sin importar el comportamiento particular con la temperatura
asiacute como el orden de magnitud de cada fase (roca agua petroacuteleo y gas)
por lo tanto no representa el comportamiento real de la transferencia de
calor en el medio poroso
Se concluye que es la roca la fase que causa maacutes variacioacuten en la
temperatura al realizarle la variacioacuten en los valores de conductividad
teacutermica de la roca un error de 570 al asignar kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC
Al contrastar los modelos cargados de forma discreta e integral se
contempla que las curvas de conductividad total tienen un error relativo
de 672
94
Entre los modelos discreto e integral cargados con thcontab se obtuvo
que las curvas de conductividad teacutermica total presentaban un error de
2125 y entre las curvas de conductividad teacutermica de la roca de ambos
modelos un error de 446
Debido al alto error entre los valores de conductividad teacutermica obtenida
entre las curvas de los modelos cargados de forma discreta e integral no
se pueden considerar como modelos equivalentes
Al realizar el estudio de los efectos de variar los valores de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se encontroacute que al asignar el valor
maacuteximo ocurre una disminucioacuten importante en los valores de la
saturacioacuten de agua y temperatura de los modelos discreto e integral Por
otro lado en el caso de la conductividad teacutermica causa un aumento de la
curva para el modelo discreto y una curva por debajo de la curva del
modelo base para el modelo integral
95
RECOMENDACIONES
Realizar estudio de determinacioacuten de propiedades teacutermica en muestras
saturadas elaborando sensibilidades en las saturaciones de los fluidos
presentes
Para representar las condiciones reales del yacimiento con un crudo
vivo y tres fases (petroacuteleo agua y gas) se debe incluir un PVT del fluido
para evaluar los procesos de transferencia de calor
Profundizar en el estudio de RMN y calorimetriacutea para obtener los
paraacutemetros teacutermicos en todas las direcciones (I J K) del tapoacuten ya que
existe en general presentan un comportamiento anisotroacutepico y
disminuye la certidumbre de las propiedades teacutermicas el considerar que
el sistema tiene cualidades de Isotropiacutea
Realizar modelos de simulacioacuten numeacuterica suministrando los valores de
conductividad teacutermica de forma discreta
96
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ANEXOS
ANEXO A Propiedades RMN de los fluidos de yacimientos Fuente Coates y cols (1999)
Fluidos T1 (ms) T2 (ms) T1T2 Viscosidad (cP)
Salmuera 1 ndash 500 1 - 500 2 02 - 08
Petroacuteleo Liviano 3000 ndash 4000 300 - 1000 4 02 - 100
Gas 4000 ndash 5000 30 - 60 80 0011 - 0014
ANEXO B Valores promedio de conductividad teacutermica total al variar la conductividad de las
fases
Figuras
51 - 53
Kt (JcmmiddotmindegC) Temperatura
final (degC) Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
Sensibilidad 6 002543 0020102 0022766 899
Sensibilidad 3 0069244 007729 0073267 897
Sensibilidad 5 0020747 0036985 0028866 898
Sensibilidad 2 007738 00771575 007738 897
Sensibilidad 4 0000488 0000506 0000497 90
Sensibilidad 1 168611 322573 245592 896
Modelo base 00293 0038362 0033831 898
100
ANEXO C Contraste de conductividad y temperatura entre sensibilidades de conductividad
101
ANEXO D Contraste de conductividad total al habilitar Thcontab en modelos integrales
Figura
513
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0000216 194
kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
ANEXO E Contraste de conductividad total entre modelo integral y discreto
Figura 514
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0022731 6719 kt discreta
Complex 00293 0038362 0033831
ANEXO F Contraste de kt y kr entre modelo integral y discreto Thcontab
Figura 515
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt discreta
Complex
Thcontab
0032386 0035643 0034014
002313 21251 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr discreta
Complex
Thcontab
0017683 0013803 0015743
0004859 4464 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
xiii
FIGURA 510 VARIACIOacuteN DE LA SATURACIOacuteN DEL AGUA Y DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA AL REALIZAR LA SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA
VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 86
FIGURA 511 VARIACIOacuteN DE LA TEMPERATURA Y LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA AL REALIZAR LA
SENSIBILIDAD DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA EN EL MODELO INTEGRAL
COMPLEX THCONTAB 87
FIGURA 512 CONTRASTE ENTRE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
Y UN MODELO DISCRETO COMPLEX CON THCONTAB 88
FIGURA 513 CONTRASTE DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO INTEGRAL COMPLEX Y
LA CONDUCTIVIDAD TOTAL Y DE LA ROCA DE UN MODELO INTEGRAL CON THCONTAB 89
FIGURA 514 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD CAPACIDAD
CALORIacuteFICA TEMPERATURA Y SATURACIOacuteN TOTAL DE UN MODELO DISCRETO COMPLEX
CON UN MODELO INTEGRAL COMPLEX 91
FIGURA 515 COMPARACIOacuteN ENTRE LAS CURVA DE LA CONDUCTIVIDAD TOTAL DE UN MODELO
DISCRETO COMPLEX THCONTAB Y UN MODELO INTEGRAL COMPLEX THCONTAB 92
xiv
LISTA DE TABLAS
TABLA 21 GRAVEDAD API DE LOS HIDROCARBUROS 13
TABLA 22 POROSIDAD DE LOS MINERALES DE YACIMIENTOS 17
TABLA 23 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DEL AGUA 21
TABLA 41 VALORES DE LAS DIMENSIONES DE LAS MUESTRA A ESTUDIAR 43
TABLA 42 CONDICIONES EMPLEADAS EN LA TEacuteCNICA DE RMN 45
TABLA 43 COMPOSICIOacuteN DE LA SALMUERA 50
TABLA 44 DIMENSIONES DE LA MUESTRA EN FORMA DE CILINDRO 55
TABLA 45 DIMENSIONES DE LAS CELDAS DEL MALLADO 56
TABLA 46 INFORMACIOacuteN PETROFIacuteSICA DE LA MUESTRA 56
TABLA 47 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO DISCRETO 59
TABLA 48 VARIACIOacuteN DE LOS VALORES DE CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA AGUA Y PETROacuteLEO
CON RESPECTO A LA TEMPERATURA THCONTAB USADA EN EL MODELO INTEGRAL 59
TABLA 49 VALORES POR DEFECTOS DEL SIMULADOR 60
TABLA 410 VISCOSIDAD DE LOS FLUIDOS CON SU RESPECTIVA TEMPERATURA 63
TABLA 411 MODIFICACIONES EN LA SECCIOacuteN NUMEacuteRICA 67
TABLA 51 VALORES DE CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA DE STAR Y OBTENIDO EXPERIMENTALMENTE 75
TABLA 52 SENSIBILIDADES DE LA CONDUCTIVIDAD TEacuteRMICA 75
TABLA 53 VALORES DE CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE STAR Y OBTENIDO
EXPERIMENTALMENTE 82
TABLA 54 SENSIBILIDADES DE LA CAPACIDAD CALORIacuteFICA VOLUMEacuteTRICA DE LA ROCA 82
1
INTRODUCCIOacuteN
Debido a la merma de crudos livianos y medianos a nivel mundial y nacional
aunado a los altos costos de la energiacutea y la necesidad de restituir la reserva se
estaacute incentivando a la empresa petrolera nacional a explotar de forma eficiente
las reservas de crudos pesados y extra-pesados a un ritmo maacutes acelerado los
cuales se caracterizan seguacuten la API (American Petroleum Institute) por ser
poseedores de altas viscosidades dificultando asiacute el proceso de explotacioacuten y
extraccioacuten (PDVSA 2010)
Dadas las reservas que de estos tipos de crudos en Venezuela se presentan en la
Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se ha establecido como reto el trabajar en
mejorar e innovar en tecnologiacuteas a nivel de exploracioacuten y explotacioacuten con la
finalidad de garantizar la mayor optimizacioacuten de los recursos proteger la
integridad del yacimiento y disminuir el impacto ambiental Entre los aspectos
maacutes importantes a tener en cuenta destaca la necesidad de contar con una
correcta caracterizacioacuten del yacimiento ya que eacutesta brinda la informacioacuten
baacutesica necesaria para definir la tecnologiacutea maacutes adecuada para el proceso de
explotacioacuten del yacimiento (Doumat 2016)
En particular para el caso de los yacimientos de crudos pesados y extra-
pesados existen diversas tecnologiacuteas para su extraccioacuten y explotacioacuten de
acuerdo a un proceso de recuperacioacuten mejorada de hidrocarburos (RMH)
dentro de las cuales destacan aquellos basados en meacutetodos teacutermicos (Ferrer
2009) Para la aplicacioacuten de estos meacutetodos en particular es necesario contar con
una evaluacioacuten de las propiedades teacutermica del yacimiento la cual usualmente
poco se ejecuta pero que resulta de gran importancia ya que permite conocer
coacutemo ocurre la transferencia de calor en el sistema dadas las dificultades
presentadas principalmente por las altas viscosidades encontradas en estos tipos
2
de crudos Es por ello que la estimacioacuten de propiedades teacutermicas del
yacimiento como difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad caloriacutefica y
conductividad teacutermica debe ser realizada previo a la seleccioacuten de la tecnologiacutea
a implementar para la extraccioacuten del crudo con la finalidad de conocer su
influencia en las propiedades de interaccioacuten roca-fluido que toman vida en el
yacimiento al implementar dichas tecnologiacuteas
Los paraacutemetros teacutermicos de los yacimientos asociados a la Empresa Mixta
Petrocarabobo a considerar en este trabajo son obtenidos de las pruebas de
laboratorio empleando las teacutecnicas de Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN) y
Calorimetriacutea estos seraacuten utilizados para evaluar su impacto en la transferencia
de calor mediante una simulacioacuten numeacuterica empleando el software Starsreg de
la empresa canadiense CMG (Computer Modelling Group) Asiacute en funcioacuten a lo
anteriormente expuesto en este estudio se plantea evaluar el efecto de las
propiedades teacutermicas sobre un sistema de yacimiento de forma discreta y
continua entendieacutendose por evaluacioacuten discreta el escenario donde cada uno
de los componentes del sistema (arena agua y crudo) son estudiados por
separado mientras que el continuo representa el sistema roca-fluido evaluado
como un solo elemento
3
CAPIacuteTULO I
EL PROBLEMA
11 Planteamiento de problema
La caracterizacioacuten de los yacimientos contempla en teacuterminos generales todos
aquellos estudios previos que se realizan para conocer las propiedades del
sistema roca-fluido a fin de optimizar los consiguientes procesos y por ende
entre otros aspectos mitigar los costos durante la explotacioacuten A nivel teacutermico
los fenoacutemenos asociados a esta caracterizacioacuten son actualmente determinados
de forma empiacuterica a condiciones ideales o por teacutecnicas que finalmente soacutelo
estiman la conductividad teacutermica de las rocas razoacuten por la cual se plantea en
este trabajo evaluar la influencia de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma
discreta y continua para un yacimiento petroliacutefero de arena no consolidada y
crudo extra-pesado asociado al Bloque Carabobo de la Faja Petroliacutefera del
Orinoco bajo una metodologiacutea experimental de tipo evaluativa a traveacutes del
simulador numeacuterico CMG Starsreg
12 Objetivos de la investigacioacuten
121 Objetivo general
Evaluar el impacto de paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma discreta y
continua para un yacimiento asociado a la Faja Petroliacutefera del Orinoco a traveacutes
de simulacioacuten numeacuterica
4
122 Objetivos especiacuteficos
Recopilar la informacioacuten disponible de anaacutelisis experimentales en
propiedades teacutermicas de yacimientos de la FPO asiacute como las de
propiedades baacutesicas y de interaccioacuten roca fluidos
Construir el modelo de simulacioacuten numeacuterica para representar los
fenoacutemenos teacutermicos
Evaluar los escenarios de simulacioacuten resultantes de considerar las
variables teacutermicas de forma discreta y continua
Cotejar el impacto de los fenoacutemenos teacutermicos sobre los resultados
obtenidos en las simulaciones ejecutadas para los escenarios planteados
(discreto y continuo)
13 Justificacioacuten de la investigacioacuten
En la Faja Petroliacutefera del Orinoco los pozos estaacuten asociados a crudos pesados y
extra-pesados con viscosidades altas entre 1000 y 13000 cP aproximadamente
para el crudo vivo y viscosidades de hasta maacutes de 1000000 cP para el crudo
muerto lo cual dificulta las pruebas experimentales a nivel de laboratorio
Dadas estas condiciones es necesario estudiar las tecnologiacuteas existentes que
tienen lugar en el proceso de extraccioacuten de crudo debido a las dificultades que
se presentan al desplazar un fluido de tan alta viscosidad a traveacutes del medio
poroso que constituye el yacimiento (PDVSA 2006)
La tecnologiacutea maacutes empleada para estos tipos de crudos y que ha brindado
buenos resultados es la aplicacioacuten de meacutetodos teacutermicos con el fin de disminuir
la viscosidad del petroacuteleo para facilitar su movilidad a traveacutes del medio poroso
Es por ello que surge la necesidad de profundizar en el estudio de los
fenoacutemenos teacutermicos y asiacute garantizar la eficiencia de la aplicacioacuten de energiacuteas
5
adicionales para obtener una mayor explotacioacuten y produccioacuten que beneficie los
intereses de las compantildeiacuteas petroleras generando mayores ingresos
Entre los fenoacutemenos teacutermicos maacutes relevantes que toman lugar durante estos
procesos es importante resaltar la difusividad teacutermica la cual brinda
informacioacuten de la propagacioacuten de energiacutea a traveacutes de un medio (Cengel 2011)
el calor especiacutefico que indica la cantidad de calor necesaria a aplicar para que
un cuerpo eleve su temperatura un grado la capacidad caloriacutefica que indica la
cantidad de calor necesaria para aumentar un grado centiacutegrado la temperatura
de un volumen de sustancia determinado y por uacuteltimo la conductividad teacutermica
que muestra la capacidad de un cuerpo para conducir el calor a traveacutes de eacutel
(Cengel 2011)
Debido a que la evaluacioacuten experimental de estas propiedades teacutermicas es
compleja y costosa dentro de la industria petrolera en los uacuteltimos antildeos se ha
recurrido a ecuaciones empiacutericas como las reportadas por (Seto et al 1991) en
esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis como RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten
numeacuterica con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un
sistema en el que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y
continua para a su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y
calorimetriacutea para determinar dichas propiedades teacutermicas
14 Alcance de la investigacioacuten
Evaluar los paraacutemetros teacutermicos obtenidos de forma continua y discreta a traveacutes
de una simulacioacuten numeacuterica de yacimiento que permita determinar el impacto
de cada una de las variables teacutermicas sobre la dinaacutemica de los fluidos en
consideracioacuten para cada una de las condiciones indicadas continua y discreta
asiacute como establecer cuaacutel de estas dos condiciones experimentales en la
6
evaluacioacuten de los paraacutemetros teacutermicos es maacutes rentable y efectivo para el estudio
de fenoacutemenos teacutermicos difusividad teacutermica calor especiacutefico capacidad
caloriacutefica y conductividad teacutermica
15 Limitaciones
Como una de las principales limitaciones del trabajo se presenta el posible
vencimiento de la licencia del software de simulacioacuten de yacimientos empleado
en la investigacioacuten (Starsreg de CMG) De igual manera la disponibilidad de
paraacutemetros experimentales que aporten informacioacuten de los fenoacutemenos teacutermicos
sobre sistemas de yacimientos que permitan obtener una caracterizacioacuten maacutes
amplia de la influencia de los mismos sobre los resultados de la simulacioacuten
Ademaacutes se debe tener en consideracioacuten los siguientes aspectos
Los datos de las propiedades se obtienen de pruebas de laboratorio para
crudo extra-pesados de la FPO
Los datos utilizados corresponden a resultados de experimentos a
saturacioacuten de agua irreducible (Swirr) 85 sin presencia de gas en el
sistema
Los modelos existentes en los simuladores representan correlaciones
desarrolladas con petroacuteleo convencional mientras que en este estudio se
utiliza petroacuteleo extra-pesado Tanto en las ecuaciones de mezclas de las
fases liquida y gaseosa como en la dependencia con temperatura de las
propiedades teacutermicas
La evaluacioacuten del comportamiento integral implica asignacioacuten de la
propiedad igual para todas las fases presentes mientras que la discreta
especifica los valores individuales
7
Se realiza una verificacioacuten del efecto de la variacioacuten de las propiedades
teacutermica en el comportamiento transitorio de la temperatura y la diferencia
al considerar los enfoques discreto e integral
El estudio no pretende ser riguroso ni presentar el estado del arte de las
propiedades teacutermicas involucradas en el flujo de fluidos
No se estudia el efecto de la temperatura en las curvas de permeabilidad
relativa
8
CAPIacuteTULO II MARCO TEOacuteRICO
MARCO TEOacuteRICO
21 Antecedentes de la investigacioacuten
Anand et al (1973) ldquoPredicting Thermal Conductivities of formations From
Other Know Propertiesrdquo
Obtuvieron correlaciones para la estimacioacuten de la conductividad teacutermica de
areniscas saturadas de liacutequido con un conocimiento de la conductividad de la
arenisca seca y de las propiedades del fluido que la satura
La conductividad teacutermica de la roca seca ha mostrado ser funcioacuten de la
densidad el espacio poral el tamantildeo y tipo de grano cementacioacuten y
composicioacuten mineral La conductividad teacutermica de materiales que tienen
estructura cristalina como el cuarzo decrece con el incremento de temperatura
Zierfuss y Van der Vliet realizaron estudios para arenas consolidadas donde
establecieron que la conductividad teacutermica aumentaba si la permeabilidad y la
porosidad aumentaba
Guiados por la correlacioacuten de Tikhomirov (para rocas secas) se obtuvieron una
familia de curvas descritas por la ecuacioacuten de Somerton (para las areniscas
saturadas) que toma en cuenta la variacioacuten de la temperatura Los cambios de
fase afectan la conductividad pero esto es un efecto de la saturacioacuten del fluido
en lugar de un efecto de temperatura en siacute
La compresioacuten es una fuerza opuesta a la presioacuten de poro si la presioacuten de poro
disminuye entonces gobernara la compresioacuten y aumentara la conductividad
teacutermica porque causara mayor contacto La presioacuten de poro puede estar
asociada al comportamiento del fluidos contenido en los poros y la reduccioacuten
de la presioacuten de poro puede deberse a la vaporizacioacuten de alguno de los fluidos y
9
esto puede causar la reduccioacuten de la conductividad teacutermica sin embargo esto
se atribuye a un efecto de saturacioacuten y no de presioacuten de poro en siacute
Somerton et al (1974) ldquoThermal Behavior of Uncosolidated Oil Sandsrdquo
La conductividad teacutermica de las arenas petroliacuteferas no consolidadas han sido
medidas y correlacionadas con otras propiedades fiacutesicas del sistema roca-fluido
donde se ha determinado que el fluido mojante tiene un efecto dominante en el
valor de la conductividad y ademaacutes el soacutelido con mayor porcentaje en la
composicioacuten de la roca
Explica que para las arenas consolidadas la conductividad teacutermica de la arena
saturada con salmuera es de 2 a 3 veces mayor que la conductividad teacutermica de
la arena seca Mientras que para las arenas no consolidadas las arenas saturas de
salmuera son de 6 a 8 veces la conductividad teacutermica de la arena seca
Los efectos de la variacioacuten de la temperatura en la conductividad teacutermica para
las arenas no consolidadas son relativamente pequentildeos y pueden ser evaluados
con una simple ecuacioacuten lineal igualmente los efectos de la variacioacuten de la
presioacuten La conductividad teacutermica de la roca seca es baja por el contacto entre
granos la fase mojante aumenta la conexioacuten y asiacute aumenta la conductividad
En las arenas es importante tambieacuten el efecto de la porosidad y la conductividad
de los soacutelidos aunque presenta menor importancia la conductividad tambieacuten es
afectada por el tamantildeo de granos forma y distribucioacuten permeabilidad y
resistividad eleacutectrica son los factores maacutes relacionados la conductividad
teacutermica pero solo en cuanto a otras propiedades como el tamantildeo de los poros
la forma y la tortuosidad que a su vez se relacionan con la conductividad
teacutermica
Desarrollaron un modelo matemaacutetico para predecir que la conductividad de
algunas rocas saturadas incrementa casi linealmente con el aumento de la fase
mojante y hay una gran disminucioacuten de la conductividad entre la saturacioacuten de
10
agua connata y el 100 por ciento de la saturacioacuten del fluido no mojante Chu
antildeadioacute el teacutermino de saturacioacuten en la ecuacioacuten
Maiquiza (2008) ldquoEstudio de recuperacioacuten mejorada de petroleo por
inyeccion de agua caliente en un yacimiento de crudos pesados de un campo
del oriente ecuatorianordquo
Se presenta el meacutetodo de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo por inyeccioacuten de
agua caliente ademaacutes incluye las propiedades teacutermica de las rocas y de los
fluidos y sus respectivas ecuaciones
Los mecanismos de recuperacioacuten de petroacuteleo en un yacimiento de crudos
pesados por inyeccioacuten de agua caliente se debe al mejoramiento de la movilidad
del petroacuteleo como resultado de la reduccioacuten de su viscosidad debido al
incremento de la temperatura durante el anaacutelisis del proyecto consiguioacute
mejorar la relacioacuten de movilidad de 7457 a la temperatura inicial del
yacimiento de 200ordmF a un valor de 3831 a una temperatura de 328ordmF Los
mecanismos de recuperacioacuten del crudo durante los procesos de recuperacioacuten
mejorada dependen de las propiedades que tenga el crudo es decir si se trata de
un crudo liviano pesado o extra-pesado Al mejorar la relacioacuten de movilidad
con la inyeccioacuten de agua caliente se consigue mejorar la eficiencia de
desplazamiento de 0512 a 0542 Un proceso de inyeccioacuten de agua caliente se
debe aplicar en yacimientos donde la viscosidad sea relativamente alta mayor a
50 Cp
Al realizar una comparacioacuten entre el modelo de inyeccioacuten convencional de agua
y la inyeccioacuten de agua caliente la eficiencia en la recuperacioacuten de petroacuteleo es un
poco menor del doble en la inyeccioacuten de agua caliente
Bricentildeo (2015) ldquoTransferencia de calor en los yacimientos petroleros y sus
ecuaciones de estadordquo
11
Las consideraciones generales para estudiar la transferencia de calor mediante
procesos teacutermicos son presioacuten porosidad espesor de la arena movilidad del
petroacuteleo Las propiedades teacutermicas maacutes importantes de los fluidos desde el
punto de vista teacutermico viscosidad densidad calor especiacutefico conductividad
teacutermica conductividad teacutermica de liacutequidos y gases conductividad teacutermica de
rocas capacidad caloriacutefica de rocas saturadas Trata la transferencia de calor
mediante la utilizacioacuten de calentadores de fondo (inyeccioacuten de fluidos calientes
y combustioacuten in situ) y los mecanismos de transferencia de calor en la
formacioacuten conduccioacuten y conveccioacuten
Doumat (2016) ldquoEvaluacioacuten de las propiedades teacutermicas del yacimiento no
consolidado campo Petrocarabobo de la Faja Petroliacutefera del Orinocordquo
El objetivo de este trabajo fue evaluar las propiedades teacutermicas del yacimiento
petroliacutefero no consolidado asociado del Campo Petrocarabobo de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco considerando las teacutecnicas de RMN y calorimetriacutea a fin
estudiar el comportamiento de la transferencia de calor en este yacimiento Se
realizoacute una comparacioacuten de los resultados obtenidos en un rango de temperatura
entre 50 y 200degC para el sistema de yacimiento con fluidos y para el sistema de
yacimiento sin fluidos evaluando la difusividad teacutermica el calor especiacutefico la
capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica
22 Bases teoacutericas
En las bases teoacutericas se describen principios definiciones y suposiciones que
sirven de soporte para evaluar la influencia de las propiedades teacutermicas
involucradas en el flujo de fluidos en el yacimiento mediante la transferencia de
masa (flujo de fluidos) y energiacutea al sistema (conduccioacuten de calor)
12
221 Yacimiento
Un yacimiento puede ser definido como una unidad geoloacutegica de volumen
limitado porosa y permeable capaz de contener hidrocarburos liacutequidos yo
gaseosos a traveacutes de la cual estos fluidos pueden desplazarse para ser
recuperados bajo presiones existentes o aplicadas externamente Estaacute
constituido por dos elementos fundamentales el medio recipiente y los fluidos
almacenados en ese medio Implica la correlacioacuten de dos aspectos baacutesicos para
la industria petrolera las consideraciones geoloacutegicas y las propiedades de los
fluidos contenidos en el yacimiento (Escobar 2004)
2211 Yacimientos consolidados
Son aquellos que por lo general tienen mayor cantidad de material cementante
que permite que el nivel de cohesioacuten entre los granos sea elevado es decir que
los granos esteacuten fuertemente compactados sumado al efecto de soterramiento
(Araujo 2004)
2212 Yacimientos no consolidados
Son aquellos que suelen tener poco material de matriz (material de
cementacioacuten) que mantenga unido los granos de arena y por lo general tambieacuten
se conoce con el nombre de arenas poco consolidadas constituidas por
formaciones terciarias joacutevenes (Araujo 2004)
222 Fluidos contenidos en los yacimientos
Las rocas de yacimiento contienen agua de formacioacuten petroacuteleo y gas siendo
los dos uacuteltimos fluidos compuestos orgaacutenicos (Carbono e Hidroacutegeno)
normalmente denominados hidrocarburos (Araujo 2004)
2221 Agua de formacioacuten
Es agua salada atrapada en los intersticios de los sedimentos de un yacimiento
durante su deposicioacuten Tambieacuten se conoce como agua intersticial o agua
connata El agua de formacioacuten resulta ser de 3 a 4 veces maacutes salina que el agua
de mar y contiene en promedio 35 en peso o 35000 ppm de Cloruro de
13
Sodio (NaCl) Entre los iones predominantes en las sales disueltas presentes en
las aguas de formacioacuten se encuentran Na+ K
+ Mg
++ Ca
++ Ba
++ Li
+ Cl
ndash
NO3ndash CO3
= HCO3
ndash y SO4
= (Araujo 2004)
2222 Hidrocarburos (Crudo)
Los hidrocarburos son compuestos formados por cadenas lineales o ramificadas
de carbonos unidas por enlaces de hidroacutegeno De acuerdo a las condiciones de
presioacuten y temperatura del yacimiento los hidrocarburos pueden encontrarse en
estado liacutequido o gaseoso Ademaacutes en el medio poroso de la roca el crudo
puede estar acompantildeado por trazas de oxiacutegeno nitroacutegeno azufre y ciertos
metales como el vanadio hierro niacutequel cobre entre otros (Bear 1972) Eacutestos
se clasifican en livianos medianos pesados y extra-pesados seguacuten sus dos
propiedades maacutes relevantes (densidad y gravedad degAPI) como se muestra en la
Tabla 21 (Araujo 2014)
Tabla 21 Gravedad API de los Hidrocarburos
Crudo Densidad
(gcm3)
degAPI
Extra-pesado gt 1 lt10
Pesado 10 - 092 1000 - 2230
Mediano 092 - 087 2230 - 3110
Ligero 087 - 083 3110 - 3900
Suacuteper Ligero lt 083 gt39
Fuente Araujo (2004)
223 Grados API
Es una escala de medicioacuten utilizada para hidrocarburos basaacutendose en su peso
especiacutefico es decir con relacioacuten al agua con la cual se define la calidad del
crudo (liviano mediano pesado extra-pesado) (PDVSA 2010)
224 Crudos Extra-pesados
El teacutermino se refiere a todo tipo de crudo cuya densidad medida en Gravedad
API es menor que 10degAPI es maacutes pesado que el agua y su viscosidad libre de
14
gas estaacute por debajo de los 10000 cP a temperatura de yacimiento y a presioacuten
atmosfeacuterica Posee ademaacutes un contenido aproximado de azufre de 35 y un
contenido de metales de aproximadamente 488 ppm (V Ni entre otros)
Debido a estas caracteriacutesticas el crudo extra-pesado tiene problemas de
movilidad tanto en el yacimiento como en la superficie
Tanto los crudos pesados como los extra-pesados se caracterizan entre otras
cosas por contener una elevada porcioacuten de fracciones de hidrocarburos de alto
peso molecular y tener un mayor contenido de heteroaacutetomos indeseables (S N
O entre otros)
En el oriente de Venezuela se encuentran las mayores reservas de este tipo de
crudo en el mundo depoacutesito conocido actualmente como Faja Petroliacutefera del
Orinoco En dicho depoacutesito las propiedades y calidades de los fluidos variacutean
considerablemente de norte a sur pudieacutendose encontrar hacia el norte crudos
pesados de unos 17degAPI y al sur crudos extra-pesados de hasta 4degAPI (Fiorillo
1987)
225 Recuperacioacuten Teacutermica
Proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las
acumulaciones subterraacuteneas (yacimiento) de compuestos orgaacutenicos con el
propoacutesito de producir hidrocarburos a traveacutes de los pozos
En el caso de petroacuteleos viscosos se utiliza calor para mejorar la eficiencia de
desplazamiento y su nivel de extraccioacuten La reduccioacuten de la viscosidad del
petroacuteleo que acompantildea al incremento de temperatura permite no solo que el
petroacuteleo fluya maacutes faacutecilmente sino tambieacuten resulta en una relacioacuten de movilidad
maacutes favorable durante te desplazamiento de petroacuteleo con agua (Bricentildeo 2015)
La figura 21 representa un ejemplo graacutefico de la viscosidad que puede
presentar un crudo en el yacimiento y la que adquiririacutea posteriormente al aplicar
15
alguacuten proceso teacutermico que le agregue un diferencial de temperatura extra al
yacimiento
Figura 21 Viscosidad del crudo vs Temperatura Fuente Puerta (2015)
Los beneficios obtenidos con los meacutetodos teacutermicos son la reduccioacuten de la
saturacioacuten del crudo residual a consecuencia de la expansioacuten teacutermica aumento
de la eficiencia areal por efecto de la mejora en la razoacuten movilidad destilacioacuten
con vapor y craqueo teacutermico
2251 Clasificacioacuten de los procesos de recuperacioacuten teacutermica
Los procesos teacutermicos de extraccioacuten utilizados hasta el presente se clasifican en
dos tipos aquellos que implican la inyeccioacuten de un fluido caliente en el
yacimiento y los que utilizan la generacioacuten de calor en el propio yacimiento A
estos uacuteltimos se les conoce como ldquoProcesos In Siturdquo entre los cuales cabe
mencionar el proceso de Combustioacuten In Situ Tambieacuten se pueden clasificar
como Desplazamientos Teacutermicos o Tratamientos de Estimulacioacuten Teacutermica
(Bricentildeo 2015)
22511 Inyeccioacuten de fluidos calientes
Los procesos de inyeccioacuten de fluidos calientes envuelven la inyeccioacuten de
fluidos previamente calentados en yacimientos relativamente friacuteos La variedad
de fluidos incluyen los maacutes comunes como el agua (tanto liacutequida como en
forma de vapor) y el aire hasta otros gases de combustioacuten y solventes (Bricentildeo
2015)
16
22512 Recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua caliente
La inyeccioacuten de agua caliente es un proceso teacutermico de desplazamiento es
probablemente el proceso teacutermico de recuperacioacuten maacutes simple y seguro En
algunos casos dependiendo de las caracteriacutesticas del yacimiento puede ser el
maacutes econoacutemico y ventajoso el proceso consiste en inyectar agua caliente a
traveacutes de un cierto nuacutemero de pozos y producir el petroacuteleo por otros Los pozos
de inyeccioacuten y produccioacuten se perforan en arreglos tal como en los procesos de
inyeccioacuten convencional de agua (waterflooding) o la inyeccioacuten continua de
vapor
La inyeccioacuten de agua caliente involucra el flujo de dos fases agua y petroacuteleo
En este sentido los elementos de la inyeccioacuten de agua caliente son
relativamente faacuteciles de describir ya que se trata baacutesicamente de un proceso de
desplazamiento en el cual el petroacuteleo es desplazado inmisciblemente tanto por
agua caliente como friacutea Se aplican a crudos relativamente viscosos
permitiendo asiacute mejorar las condiciones de desplazamiento desde yacimiento
hasta la superficie (Bricentildeo 2015)
Figura 22 Inyecciones de agua caliente Fuente Bricentildeo (2015)
226 Propiedades petrofiacutesicas de la roca
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la roca de yacimiento incluyen la permeabilidad y
la porosidad las cuales indican el comportamiento que puede describir la roca
al interactuar con los fluidos de yacimientos (Araujo 2004)
17
2261 Porosidad (120601)
La porosidad es una medida del espacio vaciacuteo existente entre granos dentro de
la roca expresada como una fraccioacuten (o porcentaje) del volumen total de la roca
Representa el porcentaje del volumen total de la roca que estaacute constituido por el
espacio poroso en la Tabla 22 se reportan algunos valores de porosidad de los
minerales que conforman los sistemas de yacimientos (Araujo 2004)
Tabla 22 Porosidad de los minerales de yacimientos
Material Porosidad
()
Arena 25 - 50
Limo 25 - 50
Arcilla 40 - 70
Basalto Fracturado 5 - 50
Dolomita 0 - 20
Roca Cristalizada Fracturada 0 - 10
Roca Cristalina Densa 0 - 5
Fuente Araujo (2004)
Los yacimientos con baja porosidad tienden a no ser explotables desde el punto
de vista econoacutemico siendo valores comunes de porosidad para formaciones
consolidadas entre 10 y 25 llegando hasta 50 o maacutes en arenas no
consolidadas (Araujo 2004)
2262 Permeabilidad (K)
La permeabilidad de un medio poroso es la habilidad que presenta eacuteste para
dejar pasar un fluido a traveacutes de sus poros interconectados yo red de fracturas
es decir es una caracteriacutestica de la roca Como la permeabilidad depende de la
continuidad de los poros no existe en teoriacutea una uacutenica relacioacuten entre la
porosidad absoluta de una roca y su permeabilidad (Araujo 2004)
2263 Saturacioacuten del fluido
Fraccioacuten del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes
(Araujo 2004) Se identifica Sw como saturacioacuten de agua y So saturacioacuten de
petroacuteleo
18
2264 Tapoacuten
Es una muestra de un nuacutecleo de arena no consolidada que es tomada de la
formacioacuten rocosa y que tiene forma similar a un cilindro empacada de tal
manera facilitando asiacute su manipulacioacuten y permitiendo el anaacutelisis experimental
de la misma (Araujo 2004)
227 Propiedades teacutermicas en los yacimientos
Las propiedades teacutermicas son de gran importancia debido a que son una parte
fundamental en el estudio de transporte de energiacutea en forma de calor en
sistemas roca-fluidos aplicado en la prediccioacuten de la explotacioacuten de
yacimientos petroliacuteferos Las propiedades maacutes importantes son las que se
describen a continuacioacuten
2271 Calor especiacutefico (Ce)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a una unidad por masa para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de correlaciones
o encontrarse tabulada Chevertenkov et al (2013) Su unidad de medida es
energiacutea en forma de calor entre unidad de masa por temperatura en escala de
laboratorio las unidades son JKg degC Se calcula con la siguiente ecuacioacuten
119862119890 = ((119872119907119888lowast119862119890119907119888)+(119872119905lowast119862119890119905lowast119879119894119905)))
119872119904lowast(119879119904minus119879119890) (Ec1)
Donde
Ce calor especiacutefico (JKg degC) Mvc masa del vaso calorimeacutetrico (Kg) Cevc
calor especiacutefico del vaso calorimeacutetrico (JKg degC) Mt masa del termoacutemetro
(Kg) Cet calor especiacutefico del termoacutemetro (JKg degC) Te temperatura (degC) y Ts
temperatura del soacutelido (degC)
2272 Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cv)
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a la unidad de volumen para
elevar su temperatura en un grado Puede determinarse a traveacutes de
correlaciones o encontrarse tabulada (Maiquiza 2008) Su unidad de medida es
19
energiacutea en forma de calor entre unidad de volumen por temperatura en escala
de laboratorio las unidades son (Jcm3degC) Su expresioacuten matemaacutetica
119862119907 = 120588 lowast 119862119890 (Ec2)
Donde
Cv capacidad caloriacutefica (Jcm3degC) ρ densidad (Kgcm3) Ce Calor especiacutefico
(JKg degC)
2273 Difusividad teacutermica (120630)
Esta determina la velocidad con la que se desplaza un frente de temperatura a
traveacutes del medio Chevertenkov et al (2013) Su unidad es medida es de aacuterea
entre tiempo a escala de laboratorio Las unidades son (m2s) Para obtener su
valor se emplea la siguiente ecuacioacuten
120572 = 119896
120588119862119890 (Ec3)
Donde
120572 difusividad teacutermica del material (m2s) K conductividad teacutermica
(JcmmindegC) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg
degC)
2274 Conductividad teacutermica (K)
Es una propiedad del material que indica la cantidad de calor transferida por
unidad de tiempo a traveacutes del material por unidad de aacuterea transversal normal un
gradiente unitario de temperatura bajo condiciones de estado estacionario y en
la ausencia de cualquier movimiento de fluido o partiacuteculas En general la
conductividad teacutermica de cualquier material variacutea con la presioacuten y la
temperatura En muchos caacutelculos de ingenieriacutea de yacimientos los valores
promedio sobre las condiciones esperadas son adecuados a menos que exista
un cambio de fase Prats (1987) Su unidad de medida es energiacutea en forma de
calor entre unidad de longitud por unidad de tiempo por temperatura en escala
20
de laboratorio las unidades son (JcmmindegC) Se calcula mediante la siguiente
operacioacuten
119870 = 120572 lowast 120588 lowast 119862119890 (Ec4)
Donde
K conductividad teacutermica (JcmmindegC) 120572 difusividad teacutermica del material
(m2s) 120588 densidad del material (Kgcm3) y Ce calor especiacutefico (JKg degC)
22741 Conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se obtiene mediante una relacioacuten propuesta por Cragoe (ecuacioacuten 5) para
fracciones de petroacuteleos y mezclas de hidrocarburos en general
119870119900 =00677(1minus0000(119879minus32))
radicγo (Ec5)
Donde Ko conductividad teacutermica (BTUhrmiddotpiemiddotdegF) T temperatura (degF) γo
gravedad especiacutefica del petroacuteleo Posteriormente llevado a las unidades de labo-
ratorio
22742 Conductividad teacutermica del agua
Se obtiene a partir de una interpolacioacuten con los valores reportados en una
tabla en la paacutegina web de la faculta de ingenieriacutea de la Universidad de
Buenos Aires
21
Tabla 23 Valores de conductividad teacutermica del agua
228 Calorimetriacutea
La calorimetriacutea se basa en la medicioacuten del calor a traveacutes del principio en que
dos sustancias que inicialmente estaacuten a diferentes temperaturas buscaraacuten
estabilizarse teacutermicamente sin cambiar de fase o composicioacuten transfiriendo
calor dentro del sistema hasta alcanzar una temperatura de equilibrio esta se
puede realizar a traveacutes de un recipiente adiabaacutetico donde la energiacutea no puede
atravesar el sistema aunque este tipo de sistemas no existen en la realidad lo
maacutes parecido es un termo Un caloriacutemetro es una especie de olla con tapa
conserva bien el friacuteo y el calor (Fourty 2013)
Se usa la medicioacuten del calor para evaluar el calor especiacutefico (a traveacutes de la
ecuacioacuten 1) y una vez obtenido el calor especiacutefico a traveacutes de la calorimetriacutea se
puede determinar la capacidad caloriacutefica (mediante la ecuacioacuten 2) de una
sustancia soacutelida o liacutequida
229 Transferencia de calor
Es un proceso por el que se intercambia energiacutea en forma de calor entre
distintos cuerpos o entre diferentes partes de un mismo cuerpo que estaacuten a
distinta temperatura y fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a
regiones de bajas temperaturas El calor se transfiere mediante conveccioacuten
22
radiacioacuten o conduccioacuten Aunque estos tres procesos pueden tener lugar
simultaacuteneamente puede ocurrir que uno de los mecanismos predomine sobre
los otros dos (Bricentildeo 2015)
2291 Meacutetodos de transferencia de calor
Por definicioacuten calor es la energiacutea que se transfiere como resultado de una
diferencia o gradiente de temperatura Matemaacuteticamente es una cantidad
vectorial que fluye en el sentido de regiones de altas temperaturas a regiones de
bajas temperaturas (Maiquiza 2008) Los mecanismos baacutesicos de transferencia
de calor son
22911 Conduccioacuten
Es la transferencia de calor de una parte de un cuerpo a alta temperatura a otra
parte del mismo a menor temperatura o de un cuerpo a alta temperatura a otro
cuerpo a menor temperatura en contacto fiacutesico con eacutel La ley fiacutesica que
describe el calor por conduccioacuten se conoce como la primera Ley de Fourier
propuesta en 1822 (Bricentildeo 2015)
22912 Radiacioacuten
Es el proceso por el cual el calor es transferido por ondas electromagneacuteticas
(Bricentildeo 2015)
22913 Conveccioacuten
La transferencia de energiacutea en forma de calor se da desde una superficie hacia
un fluido (gas o liacutequido) en movimiento o del fluido en movimiento hacia la
superficie en contacto con eacutel o de una parte de fluido en movimiento a mayor
temperatura hacia otra parte del mismo fluido a menor temperatura Si el
movimiento del fluido se debe a la aplicacioacuten de alguna fuerza (bomba
abanico etc) se dice que existe conveccioacuten forzada Si el fluido se mueve por
diferencia de densidades debido a diferencias de temperaturas se dice que hay
conveccioacuten libre (Maiquiza 2008) Ejemplo flujo de agua caliente vapor que
condensa en direccioacuten del flujo
23
2210 Resonancia Magneacutetica Nuclear (RMN)
La RMN se basa en la respuesta de los nuacutecleos de hidroacutegeno cuando son
expuestos a un campo magneacutetico de alta homogeneidad Su principio fiacutesico
consta de un nuacutecleo de un elemento cuando es colocado bajo el efecto de un
campo magneacutetico este se puede alinear en la misma direccioacuten del campo o en
contra de eacutel diferenciaacutendose dos estados de energiacutea en donde el nivel de baja
energiacutea tambieacuten es denominado estado de equilibrio Debido a que la diferencia
entre ambos estados de equilibrio es muy pequentildea ciertas perturbaciones hacen
que los aacutetomos cambien faacutecilmente de un estado de energiacutea a otro (se crea una
situacioacuten de resonancia) emitiendo cierta cantidad de radiacioacuten en este proceso
siendo estas ondas lo que se capta en una herramienta de RMN lo cual
constituye el principio fiacutesico de su funcionamiento
El nuacutecleo de hidroacutegeno se puede considerar como una barra imantada cuyo eje
magneacutetico estaacute alineado con el eje del momento rotacional del nuacutecleo Cuando
no existe la influencia de ninguacuten campo magneacutetico los nuacutecleos estaacuten alineados
al azar El hidroacutegeno posee momento magneacutetico y es un elemento abundante
en los fluidos contenidos en el espacio poroso de las rocas Las herramientas de
RMN desarrolladas hasta ahora para la evaluacioacuten de formaciones son aplicadas
a la manipulacioacuten de nuacutecleos de hidroacutegeno el cual posee un solo protoacuten Grillo
et al (2014)
2211 Simulacioacuten de yacimientos
La simulacioacuten de yacimientos es una ciencia que combina la fiacutesica la
matemaacutetica la geologiacutea la ingenieriacutea de yacimientos y programacioacuten de
computadores para desarrollar herramientas que pronostiquen el
comportamiento de los yacimientos de hidrocarburos bajo diferentes
condiciones de operacioacuten (Sepuacutelveda 2005)
Esta ciencia es indispensable para obtener predicciones aproximadas del
desarrollo de un yacimiento Dicha necesidad nace del hecho que un proyecto
de recuperacioacuten de un campo de hidrocarburos involucra una inversioacuten de
24
cientos de millones de doacutelares y presenta varios riesgos que estaacuten asociados con
el desarrollo seleccionado y por tanto se precisa la evaluacioacuten y minimizacioacuten
de dichos riesgos Los factores que contribuyen al riesgo incluyen
Complejidad del yacimiento debido a las propiedades de
heterogeneidad y anisotropiacutea de las rocas
Variaciones regionales del flujo de fluidos y caracteriacutesticas de las
curvas de permeabilidades relativas
Complejidad del mecanismo de recobro de hidrocarburos
Aplicabilidad de otros meacutetodos predictivos limitados e inapropiados
22111 Etapas para la simulacioacuten de yacimientos
Para la creacioacuten de un modelo de simulacioacuten de yacimientos que permita
predecir el comportamiento del flujo de fluidos en el medio poroso se requiere
generar una representacioacuten del yacimiento a partir de datos geoloacutegicos
geofiacutesicos y de ingenieriacutea para crear el modelo estaacutetico Posteriormente integrar
esta informacioacuten geoloacutegica con la descripcioacuten de comportamiento
termodinaacutemico de los fluidos para estimar los voluacutemenes en sitio y finalmente
lograr aproximar el comportamiento del yacimiento a traveacutes de un modelo
dinaacutemico que permita evaluar distintos escenarios de explotacioacuten de las
reservas del yacimiento
En el modelo estaacutetico estaacute conformado por diversos sub-modelos los cuales se
trabajan por separado y luego se uniraacuten para formarlo
Modelo estructural este describe la geometriacutea del yacimiento como
fallas discontinuidad en las capas liacutemites del yacimiento
Modelo sedimentoloacutegico y estratigraacutefico caracteriacutesticas de la formacioacuten
productora liacutemites del yacimiento caracteriacutesticas del acuiacutefero ambiente
sedimentario predominante
25
Modelo petrofiacutesico contiene los datos de porosidad permeabilidad
volumen de arcilla saturacioacuten irreducible de agua y saturacioacuten de agua
movible (Sepuacutelveda 2005)
Modelo geomecaacutenico constituye una recoleccioacuten de los datos
necesarios para efectuar predicciones cuantitativas y cualitativas del
comportamiento esfuerzo-deformacioacuten de la roca yacimiento Estos
datos incluyen los esfuerzos presentes en el subsuelo la presioacuten de poro
las propiedades elaacutesticas la resistencia y la estructura de las rocas y
datos numeacutericos tales como la presencia de un intenso fracturamiento
natural (Cook 2016)
El modelo dinaacutemico se encarga de estudiar la hidraacuteulica de los fluidos
dentro del medio poroso el comportamiento de las presiones la
produccioacuten y el efecto de cada una de las variables involucradas en el
proceso permitiendo identificar el mejor escenario para la produccioacuten
eficiente del yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
Primero se identifican las condiciones iniciales y de frontera del modelo de
simulacioacuten luego se realiza una inicializacioacuten para reproducir las condiciones
originales de los fluidos presentes en el yacimiento posteriormente se ejecuta el
ajuste histoacuterico esto para comprobar la calidad del modelo una vez realizado
esto se puede llevar a cabo las respectivas predicciones del comportamiento del
modelo en el futuro (Sepuacutelveda 2005)
22112 Mecanismos de desplazamiento
Para obtener una descripcioacuten fiacutesica del yacimiento real es necesario conocer el
mecanismo de desplazamiento predominante (compresibilidad de la roca
liberacioacuten de gas en solucioacuten segregacioacuten de gas gravitacional empuje por
capa de gas y empuje hidraacuteulico) de acuerdo a esto el modelo debe representar
esta caiacuteda de presioacuten en el yacimiento (Sepuacutelveda 2005)
26
22113 Propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades petrofiacutesicas se determinan en el laboratorio con pequentildeos
nuacutecleos obtenidos del yacimiento estas deben ser representativas del
yacimiento Para asegurar una mayor precisioacuten en estos datos se puede obtener
informacioacuten complementaria de estas propiedades Dicha informacioacuten la
proporcionan los registros geofiacutesicos y los anaacutelisis de prueba de presioacuten
Ademaacutes existen correlaciones numeacutericas para la obtencioacuten de estas
propiedades y pueden ser de utilidad en cuando no se tengan datos disponibles
(Sepuacutelveda 2005)
Los datos petrofiacutesicos que se necesitan para efectuar una simulacioacuten son
Porosidades
Permeabilidades
Saturaciones de agua petroacuteleo y gas
Presioacuten capilar entre diferentes interfaces
Permeabilidad relativa al agua petroacuteleo y al gas
Compresibilidad de la formacioacuten
22114 Propiedades PVT de los fluidos
Las propiedades de los fluidos son tambieacuten obtenidas en el laboratorio por
medio de muestras obtenidas de los pozos Para poder lograr una descripcioacuten
termodinaacutemica aceptable deben de realizarse tomas de muestras vaacutelidas y
representativas del fluido de yacimiento posteriormente someter las muestras a
condiciones de presioacuten volumen y temperatura que imiten las condiciones del
subsuelo para reproducir el comportamiento de los fluidos que permitan realizar
pronoacutesticos de produccioacuten durante la simulacioacuten numeacuterica (Sepuacutelveda 2005)
Las propiedades de los fluidos que generalmente se requieren en un trabajo de
simulacioacuten son
Factores de volumen del agua del petroacuteleo y del gas (Bw Bo Bg)
27
Relacioacuten de solubilidad del gas en el petroacuteleo y en el agua (Rso Rsw)
Viscosidades del agua del petroacuteleo y del gas (μw μo μg)
Compresibilidad del agua del petroacuteleo y del gas (Cw Co Cg)
Comportamiento de fases
Presioacuten de saturacioacuten
22115 Datos de produccioacuten
Cuando se trata de hacer un ajuste del modelo con la historia del yacimiento se
requieren conocer el meacutetodo de produccioacuten y la declinacioacuten de la presioacuten Estos
datos de produccioacuten que se necesitan para cada pozo se pueden desglosar en
los siguientes puntos
Flujo de petroacuteleo vs Tiempo
Flujo de gas vs Tiempo
Flujo de agua vs Tiempo
Presiones vs Tiempo
Ademaacutes es preciso contar con los iacutendices de productividad y si es el caso con
los iacutendices de inyeccioacuten de los pozos que integran el yacimiento En la praacutectica
generalmente se cuenta con un registro completo de la tasa de produccioacuten de
petroacuteleo de cada pozo pero no pasa lo mismo con los datos de produccioacuten de
gas y de agua cuya informacioacuten la mayoriacutea de las veces es limitada Por ello se
necesita que con los datos disponibles se elabore una graacutefica como la que se
presenta en la Figura 23 que permita interpolando obtener una informacioacuten
maacutes completa
28
Figura 23 Graacutefica tasas de fluidos en funcioacuten del tiempo (Sepuacutelveda 2005)
22116 Simulador de recuperacioacuten teacutermica
Este tipo de modelo se utiliza para simular el comportamiento de los
yacimientos sujetos a alguacuten proceso de recuperacioacuten mejorada por medio de
meacutetodos teacutermicos cuyo objetivo principal es proporcionar energiacutea caloriacutefica al
petroacuteleo con el fin de disminuir su viscosidad y de esta forma facilitar su flujo
hacia los pozos productores Este tipo de meacutetodos puede clasificarse en
Inyeccioacuten de fluidos calientes que pueden ser agua caliente o vapor
Combustioacuten en sitio
Calentamiento electromagneacutetico
Los simuladores que se emplean para este tipo de procesos son complejos
pues requieren el uso de correlaciones que describan las propiedades PVT de
los fluidos para n-componentes como funcioacuten de la presioacuten de la temperatura y
de la composicioacuten (Sepuacutelveda 2005)
22117 Descripcioacuten de la herramienta de simulacioacuten numeacuterica
Por sus siglas en ingleacutes ldquoComputer Modelling Grouprdquo (CMG) es una empresa
de simulacioacuten de yacimientos canadiense la cual cuenta con diferentes
softwares para la simulacioacuten de diferentes tipos de yacimientos
221171 BUILDERreg
Es el pre-procesador en 2D y 3D estaacute basada en MS-Windows que puede ser
usada para crear los datos de entrada dat (aset) para los simuladores los cuales
29
son IMEXreg GEMreg y STARSreg soportados por Builder Este cubre todas las
aacutereas de los datos de entrada en una interfaz sencilla para el usuario
incluyendo crear e importar celdas y propiedades de celda localizando pozos
importando los datos de produccioacuten o creando modelos de fluidos propiedades
roca-fluidos y condiciones iniciales A continuacioacuten se describe el empleado en
este trabajo
221172 STARSreg
Por sus siglas en ingleacutes ldquoSteam Thermal and Advanced Proceses Reservoir
Simulatorrdquo es el simulador pseudocomposicional utiliza valores-k teacutermico e
isoteacutermico quiacutemico y geomecaacutenico usados para analizar yacimientos
estimulados por quiacutemicos e ideal para modelar procesos de recuperacioacuten
avanzada que implica la inyeccioacuten de vapor solventes aire y quiacutemicos Su
cineacutetica de reaccioacuten robusta y capacidades geomecaacutenicas lo hacen el simulador
de yacimientos maacutes completo y flexible disponible en el mercado para modelar
los procesos de recuperacioacuten mejorada de petroacuteleo y gas
221173 RESULTSreg
Es un post-procesador donde se permite la visualizacioacuten y animacioacuten de los
resultados en 2D y 3D como graacuteficos y videos (CMG 2015)
2212 Sistema integral
Es aquel sistemas donde el valor de conductividad fue obtenido al estudiar un
tapoacuten saturado de fluidos (agua a saturacioacuten de agua residual y el resto del vo-
lumen poroso ocupado por petroacuteleo) es decir representa el sistema roca-fluido
evaluado como un elemento
2213 Sistema discreto
El escenario donde cada uno de los componentes del sistema (arena agua y
crudo) son estudiados por separado para obtener el valor de conductividad teacuter-
mica de cada elemento
30
2214 Modelo integral
Es aquel modelo que se genera en el simulador al introducir un uacutenico y mismo
valor de conductividad teacutermica para cada uno de los elementos presentes (flui-
dos y roca) Es decir la conductividades teacutermicas son iguales (Kr = Ko = Kw) y
es el valor obtenido del sistema integral
2215 Modelo discreto
Es aquel modelo que en el que se asigna el respectivo valor de conductividad
teacutermica a cada fase o elemento presente
2216 Premisas a considerar para el estudio de los paraacutemetros teacutermicos
De los cuatro paraacutemetros teacutermicos propuesto para estudiar (calor
especiacutefico capacidad caloriacutefica volumeacutetrica difusividad teacutermica y
conductividad teacutermica) se realiza la introduccioacuten directa al simulador
de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y conductividad teacutermica e
indirectamente de calor especiacutefico y difusividad teacutermica ya que estos
valores son necesarios para la obtencioacuten de los paraacutemetros a introducir
El simulador solo admite el valor de capacidad caloriacutefica volumetriacutea de
la roca sin fluidos
Es importante acotar que para efecto del presente trabajo de
investigacioacuten se ha estudiado solo el caso de saturacioacuten de la muestra
con agua y petroacuteleo Por lo tanto no se hace referencia a las ecuaciones
ni keywords que representan a la fase gaseosa o soacutelida
Al realizar el estudio de RMN y calorimetriacutea para la obtencioacuten de los
paraacutemetros teacutermicos (del sistema no consolidado con fluido) la
muestra se encontraba a la saturacioacuten de agua y petroacuteleo inicial y no se
verificoacute si ocurrioacute alguna variacioacuten de la saturacioacuten del agua por efecto
del aumento de temperatura (evaporacioacuten) tampoco fue estudiado la
31
variacioacuten de los valores de paraacutemetros teacutermicos al realizar el aumento
de la saturacioacuten de agua (barrido de la prueba de desplazamiento)
consideraacutendose dicha variable en el caacutelculo de la conductividad total
del sistema
El simulador emplea las siguientes ecuaciones para el caacutelculo de
capacidad caloriacutefica total y de conductividad teacutermica total
22161 Ecuacioacuten de caacutelculo de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total
La capacidad caloriacutefica volumeacutetrica total se calcula con STARSreg mediante una
ponderacioacuten (por volumen) de las capacidades caloriacuteficas de las fases presentes
en el sistema se introduce el valor de la capacidad de la roca y el valor de las
capacidades de los fluidos es calculado internamente por el simulador a partir
de los datos PVT donde calcula los calores especiacuteficos que obtiene a traveacutes de
las entalpias y lo multiplica por los valores de densidad Se calcula mediante la
siguiente ecuacioacuten
119862119907119905119900119905119886119897 = (1ndash 120593119907) middot 119862119907119903 + 120593119891 (119878119908 middot 119862119907119908 + 119878119900 middot 119862119907119900) (Ec6)
Doacutende
119862119907119903 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca 119862119907w capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica del agua 119862119907119900 capacidad caloriacutefica volumeacutetrica del petroacuteleo 120593119907
corresponde a la porosidad del vaciacuteo (soacutelido maacutes fluidos) 120593119891 corresponde a la
porosidad de los fluidos (fluidos solamente)
221611 Ecuaciones de caacutelculo de conductividad teacutermica total
Para el caacutelculo de la conductividad teacutermica total THCONMIX existen 3
meacutetodos o ecuaciones que se utilizan para mezclar las conductividades teacutermicas
de la roca y de las fases Las opciones de mezclado afectan los valores de
conductividad teacutermica de la roca y fases A continuacioacuten se presentan las
opciones que posee el simulador para realizar este caacutelculo
32
221612 Simple
Al habilitar esta opcioacuten se pueden introducir los valores de forma integral
(asignando el mismo valor de conductividad a los elementos presentes en este
caso roca thconr agua thconw y crudo thcono) para especificar una
conductividad teacutermica constante (independiente de la porosidad saturacioacuten y
temperatura) Este escenario resulta apropiado cuando la conduccioacuten teacutermica no
aporta de manera significativa al proceso de recuperacioacuten por ej casos a
escala de campo con gradientes de temperatura modestas entre bloques
De lo contrario para el caso de los modelos discretos se asigna el respectivo
valor de conductividad de cada elemento (rocas y fases)
La ecuacioacuten de mezclado ponderada por volumen SIMPLE de la
conductividad teacutermica es
119870119898119894119909 = 120593119891(119870119908119878119908 + 119870119900119878119900) + (1 minus 120593119907)119870119903 (Ec7)
Doacutende
119870119908 conductividad teacutermica del agua 119870119900 conductividad teacutermica del petroacuteleo 119870119903
conductividad teacutermica de la roca
221613 Complex
La palabra clave COMPLEX especifica el mezclado de las conductividades
teacutermicas de la roca y las fases Al contrario que el caso Simple se requiere
especificar las respectivas propiedades teacutermicas para cada fase presente
Mezcla no lineal
Las conductividades teacutermicas se ponderan mediante uso de la correlacioacuten de
Anand (1973) El valor de la conductividad teacutermica de la mezcla de liacutequido-
roca (kLminusr) se expresa de la siguiente manera
33
kLminusr = (So ko+Sw kw)
(So+Sw)lowast
(kr
(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)028minus0757lowastlog10emptyminus0057lowastlog10(
kr(So ko+Sw kw)
(So+ Sw)
)
(Ec8)
221614 Temper
La opcioacuten TEMPER especifica el tipo de mezclado COMPLEX con una
correccioacuten de temperatura adicional Somerton (1974) realiza una correccioacuten
por efecto de temperatura En el simulador STARSreg esta modificacioacuten se
puede realizar despueacutes de calcular el valor de la conductividad teacutermica de la
mezcla de liacutequido-roca La unidad de κ se expresa en Jm-diacutea-degK y la unidad de
temperatura es (degK)
k = kLminusr ndash17524x10minus5(TndashTr)( kLminusr ndash 119616)kLminusrminus064kLminusr(18 lowast 10minus3 middot T)minus36784lowast10minus6lowast kLminusr
(Ec9)
Donde
T valor de la temperatura respectivo a cada espacio de tiempo (degK) Tr
temperatura de referencia (degK)
Temperatura que corresponde a los siguientes datos de entrada
1 Datos de densidad liacutequida (MOLDEN MASSDEN o MOLVOL)
2 Datos de entalpiacutea de la fase liacutequida y fase gas (CPL1 CPG1 etc)
3 Capacidad de formacioacuten de calor (ROCKCP)
4 Datos de conductividad (thconr thconw thcono)
Esta opcioacuten de dependencia de temperatura se considera obsoleta y ha sido
reemplazada efectivamente por la palabra clave THCONTAB
2216141 Tabla de dependencia de temperatura (THCONTAB)
Es una opcioacuten que se encuentra en la misma ventana donde se ingresa los
valores de conductividad de cada fase (ver la parte inferior de la figura 414) Al
habilitarla permite seleccionar si los valores de conductividad a ingresar son
isotroacutepicos o anisotroacutepicos Al seleccionar la opcioacuten conductividad isotroacutepica
34
permite especificar los valores de conductividad de roca agua petroacuteleo gas y
soacutelido (Kr Kw Ko Kg y Ks) correspondiente a cada valor de temperatura
considerando que conserva la misma magnitud en cualquier direccioacuten Al
seleccionar la opcioacuten conductividad anisotroacutepica permite ademaacutes de especificar
los valores de conductividad en las direcciones i j k de cada fase a una
respectiva temperatura se puede considerar la variacioacuten de la magnitud en las
distintas direcciones espaciales
No se puede usar las palabras claves THCONMIX TEMPER con esta
opcioacuten Si solamente hay una fila la conductividad teacutermica no variacutea con la
temperatura Las entradas de temperatura deben colocarse en orden creciente y
espaciada de manera uniforme
Al habilitar THCONTAB se especifica valores de la roca y de todos los
fluidos esto anula y reemplaza los valores especificados por las palabras claves
thconr thconw y thcono
35
CAPIacuteTULO III
AacuteREA DE ESTUDIO
31 Descripcioacuten del aacuterea de estudio
311 Faja Petroliacutefera del Orinoco
La Faja Petroliacutefera del Orinoco (FPO) se encuentra localizada en el aacuterea central
de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela y se extiende entre los estados
Monagas Anzoaacutetegui y Guaacuterico a unos 450 Km de Caracas Distrito Capital de
la Repuacuteblica Como puede observarse en la figura 31 en la actualidad se
encuentra dividida en cuatro (4) aacutereas de produccioacuten denominadas Boyacaacute
Juniacuten Ayacucho y Carabobo con una extensioacuten total de 55314 Km2 (de los
cuales 11555 Km2 se encuentran bajo produccioacuten de crudo extra-pesado) y
limita al sur con el riacuteo Orinoco (Puerta 2015)
Figura 31 Faja Petroliacutefera del Orinoco Fuente Puerta (2015)
36
312 Aacuterea de Carabobo
El aacuterea correspondiente a Carabobo consiste en una franja que se extiende
desde el sureste del Estado Anzoaacutetegui cubriendo toda la parte meridional del
estado Monagas con una longitud de alrededor de 160 Km por unos 45 Km de
ancho Como puede apreciarse en la Figura 32 el aacuterea Carabobo limita al norte
con las llanuras surentildeas del estado Monagas al sur con el riacuteo Orinoco al este
con el estado Delta Amacuro y al oeste con el aacuterea Ayacucho de la Faja
Petroliacutefera del Orinoco (Puerta 2015)
Figura 32 Aacuterea de Carabobo y sus liacutemites territoriales Fuente Puerta (2015)
313 Caracteriacutesticas geoloacutegicas
El aacuterea de Carabobo forma parte del flanco sur de la cuenca sedimentaria
oriental de
Venezuela Eacutesta es una cuenca asimeacutetrica cuyo eje mayor va en direccioacuten este-
oeste su origen se remonta al periacuteodo Paleozoico y que en los periacuteodos
siguientes fue adquiriendo su configuracioacuten actual completaacutendose desde el
Terciario hasta el presente (Puerta 2015)
La Cuenca Oriental de Venezuela constituye la segunda cuenca petroliacutefera en
importancia para el paiacutes entre las cuatro existentes y estaacute delimitada hacia el
norte por la Cordillera de la Costa al sur por el Macizo Guayaneacutes al este por la
37
plataforma del Delta del Orinoco y al oeste por el lineamiento de El Bauacutel tal y
como se puede apreciar en la figura 33
Figura 33 Cuencas Petroliacuteferas de la Repuacuteblica Bolivariana de Venezuela Fuente Puerta
(2015)
314 Estratigrafiacutea regional
La columna estratigraacutefica de Carabobo comienza con un complejo iacutegneo-
metamoacuterfico de edad pre-caacutembrica que se constituye como Basamento Le
sigue en contacto discordante la Formacioacuten Oficina de edad Mioceno Inferior a
Medio con sus cuatros miembros como son Morichal Yabo Jobo y Piloacuten
siguiendo la Formacioacuten Freites de edad Mioceno Superior y por uacuteltimo las
Formaciones Las Piedras-Mesa que corresponden al Plioceno-Pleistoceno y que
no es posible diferenciarlas en el aacuterea (Puerta 2015)
315 Miembro Morichal
Es el maacutes profundo de todos representado por una secuencia de arenas
transgresivas cuarzosas de color marroacuten de grano medio con pobre
escogimiento poco consolidadas intercaladas con capas de lutitas y limolitas
con presencia de intervalos de carboacuten Hacia la base del intervalo existen arenas
masivas poco consolidadas asociadas a un ambiente fluvial donde pueden
encontrarse espesores importantes mientras que en la seccioacuten media y superior
38
se observan arenas intercaladas con lutitas y limolitas con presencia de
carbones que fueron depositados en un ambiente deltaico en el que los
espesores de arena son menores Hacia el este de Carabobo el miembro
Morichal se va reduciendo hasta desaparecer y acuntildearse contra el Alto de
Uverito El contacto inferior es discordante con el basamento iacutegneo-
metamoacuterfico al sur y con el Cretaacutecico al norte y concordante en el tope con el
miembro Yabo de la misma formacioacuten (Puerta 2015)
A continuacioacuten se muestra en la figura 34 la columna estratigraacutefica tipo para el
aacuterea de Carabobo presentado en profundidad y edad geoloacutegica
Figura 34 Configuracioacuten Estructural Fuente Archivos de Petroindependencia SA
En cuanto a la configuracioacuten estructural se interpreta mediante informacioacuten
siacutesmica que consiste en un suave e irregular homoclinal fallado de rumbo este-
oeste a norestesuroeste con un buzamiento general al norte-noroeste con un
aacutengulo que oscila entre 2ordm y 4ordm Fallas de tipo normal afectan principalmente al
basamento y la parte inferior de la Formacioacuten Oficina por lo que se interpreta
que eacutestas se originaron antes de la sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y
se reactivaron con cada evento tectoacutenico que ocurrioacute desde el Mioceno hasta el
presente asiacute como tambieacuten se formaron nuevas fallas que afectan uacutenicamente la
secuencia sedimentaria El fallamiento principal tiene orientacioacuten noreste-
39
suroeste y buzamientos al suroeste y sureste Tambieacuten se observan algunas
fallas de orientacioacuten noroeste-sureste esteoeste y norte-sur con buzamientos de
orientacioacuten variable Las fallas del basamento se formaron antes de la
sedimentacioacuten de las formaciones terciarias y se reactivaron con cada evento
tectoacutenico que ocurrioacute al norte de Venezuela entre las placas Caribe y
Sudameacuterica desde el Mioceno al presente asiacute como tambieacuten se formaron
nuevas fallas que solo afectan a la secuencia sedimentaria El desplazamiento
vertical de las fallas que afectan el basamento y la parte inferior de la secuencia
sedimentaria variacutea de 50 a 200 pies (Puerta 2015)
316 Caracteriacutesticas sedimentoloacutegicas
Los principales yacimientos del aacuterea de Carabobo corresponden a las unidades
inferior medio y superior del miembro Morichal de la Formacioacuten Oficina
dicha seccioacuten posee desde 200 hasta 1100 pies de espesor a lo largo de toda el
aacuterea Estas arenas fueron originadas de las tierras altas de Guayana al Sur del
Orinoco en donde los riacuteos que fluiacutean hacia el norte arrastraron las arenas y
fueron depositadas como una sucesioacuten de canales fluviales deltas y ambientes
marinos someros La zona maacutes profunda Morichal Inferior es un depoacutesito
fluvial de arenas que por lo general presenta una orientacioacuten Norte-Sur
Morichal Medio por su parte es una unidad de arena de origen fluvio-deltaico
que se acuntildea hacia la zona central de las aacutereas sur y noreste La unidad Superior
es una seccioacuten de arena deltaica a marino somera que predomina en las aacutereas
sur y este de Carabobo En el caso de los miembros Jobo y Piloacuten eacutestos tambieacuten
poseen acumulaciones de hidrocarburos importantes pero se consideran como
secundarias en el aacuterea de la empresa mixta (Puerta 2015)
40
CAPIacuteTULO IV
MARCO METODOLOacuteGICO
41 Tipo de la investigacioacuten
La modalidad de la investigacioacuten cumple con las caracteriacutesticas del tipo
evaluativo
Seguacuten el autor (Zapata 2013) define
ldquoProceso sistemaacutetico disentildeado intencional y teacutecnicamente de recogida de
informacioacuten valiosa vaacutelida y fiable orientado a valorar la calidad y los logros
de un programa como base para la posterior toma de decisiones de mejora tanto
del programa como del personal implicado y de modo indirecto del cuerpo
social en el que se encuentra inmersordquo
En esta investigacioacuten se plantea emplear los paraacutemetros teacutermicos generados a
traveacutes de teacutecnicas de anaacutelisis RMN y calorimetriacutea en una simulacioacuten numeacuterica
con Starsreg de CMG con el fin de estudiar la respuesta ante un sistema en el
que se evaluaron las propiedades teacutermicas de forma discreta y continua para a
su vez demostrar la pertinencia del uso de la tecnologiacutea RMN y calorimetriacutea
para determinar dichas propiedades teacutermicas
42 Disentildeo de la investigacioacuten
La investigacioacuten se fundamenta bajo los principios de un disentildeo experimental
Seguacuten el autor Arias (2012) define
41
ldquoEl disentildeo experimental es aquel donde el investigador manipula una variable
experimental no comprobada bajo condiciones estrictamente controladas Su
objetivo es describir de queacute modo y porque causa se produce o puede
producirse un fenoacutemeno Busca predecir el futuro elaborar pronoacutesticos que una
vez confirmados se convierten en leyes y generalizaciones tendentes a
incrementar el cuacutemulo de conocimientos pedagoacutegicos y el mejoramiento de la
accioacuten educativardquo
Entonces al realizar los distintos tipos de simulaciones con los respectivos
anaacutelisis de sensibilidad se estaacute realizando experimentos con el fin de evaluar la
influencia del fenoacutemeno fiacutesico de transferencia de calor mediante el simulador
STARSreg alimentado por los datos obtenidos de pruebas de laboratorio
utilizando mediciones de propiedades teacutermicas de un sistema continuo y
discreto para la prediccioacuten del comportamiento del yacimiento al aplicar
meacutetodos de recuperacioacuten mejorada
43 Procedimiento metodoloacutegico
El presente estudio estaacute conformado en esencia por cinco fases las cuales a su
vez se componen internamente en diferentes etapas que cumplen con funciones
vitales para alcanzar de manera eficaz el objetivo general de la investigacioacuten
En la Figura 41 es posible observar el avance del estudio de acuerdo a sus (5)
fases
42
Figura 41 Fases de la metodologiacutea aplicada
431 Revisioacuten bibliograacutefica
En esta fase se llevoacute a cabo una revisioacuten bibliograacutefica necesaria para la
compresioacuten y realizacioacuten de la investigacioacuten todo relacionado a los meacutetodos de
recuperacioacuten teacutermicos simulacioacuten numeacuterica de yacimientos y paraacutemetros
teacutermicos
El material bibliograacutefico consultado comprende publicaciones libros revistas
y manuales teacutecnicos de diversas fuentes nacionales e internacionales como
PDVSA PDVSA-INTEVEP SPE SCHLUMBERGER entre otros Trabajos
especiales de grado de universidades nacionales como la UCV LUZ y UNEF e
internacionales como la USCO y EPN tambieacuten aportaron valiosa informacioacuten
Ademaacutes fue indispensable el estudio de manuales y guiacuteas como los de
FEDUPEL para la redaccioacuten y metodologiacutea de redaccioacuten del trabajo y CMG del
cual se obtuvieron las instrucciones para el uso de la herramienta y las
ecuaciones que emplea el simulador
43
432 Recopilacioacuten y obtencioacuten de los datos para la simulacioacuten
A continuacioacuten se presentan los procedimientos ejecutados por (Doumat 2016)
donde se obtuvieron los datos necesarios para alimentar el simulador por ello
se presenta una explicacioacuten amplia de todo el proceso
Preparacioacuten del tapoacuten para la simulacioacuten fiacutesica
El tapoacuten fue tomado directamente de cortes de nuacutecleos pertenecientes al Campo
Petrocarabobo utilizando un cilindro metaacutelico para la toma de muestra estos
estaban a una presioacuten de yacimiento de 1400 psi Se trabajoacute con nuacutecleos
uniformes que no estuviesen agrietados ya que las grietas son consideradas
una alteracioacuten del medio poroso debido a que es un espacio donde se puede
almacenar fluido y no es natural del sistema En la Tabla 41 informacioacuten de la
muestra tomada
Tabla 41 Valores de las dimensiones de las muestra a estudiar
Profundidad
(Pies)
Longitud
(cm)
Diaacutemetro
(cm)
Aacuterea
(cm3)
3117 415 376 1110
Antes de ser sometida a las pruebas la muestra debe ser sometida a la presioacuten de
confinamiento empleando para ello un sistema coreholder (celda topes manga
de vitoacuten) como se muestra en la Figura 42 El sistema se coloca dentro de la
celda de confinamiento se antildeade agua hasta cubrirlo completamente y se
acopla la rosca superior de la celda Luego a traveacutes de la bomba de inyeccioacuten
automaacutetica (tipo jeringa modelo Teledyne Isco 500D) se comienza a
proporcionar presioacuten mediante el llenado de la celda con el fluido de
confinamiento (agua) hasta alcanzar el valor deseado (en este caso 1400 lpc) y
una vez alcanzado este valor se detiene la bomba y se retira la muestra de la
celda
44
Figura 42 Sistema para confinamiento de muestras de roca no consolidadas Fuente Intevep
SA Centro de Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
Una vez confinadas la muestra se empaqueta con material termoencogible (ya
que no ejerce influencia sobre los resultados obtenidos en las pruebas
realizadas) Para esto fue necesario cortar un pedazo del material en forma
ciliacutendrica de aproximadamente 5 cm de longitud y 4 cm de diaacutemetro el material
se adaptoacute al tapoacuten con ayuda de un soporte metaacutelico que se ajustoacute al tamantildeo de
la muestra a empaquetar (Figura 43)
Figura 43 Proceso completo de empaque de muestras Fuente PDVSA-Intevep
La dimensioacuten de este cilindro de muestra (tapoacuten) se debe ajustar al
portamuestra (coreholder o celda triaxial) del simulador fiacutesico de yacimientos
45
en el que posteriormente se realizaraacuten las etapas de desplazamiento de fluidos
(maacuteximo 70 cm de longitud por 37 cm de diaacutemetro)
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para RMN
Una vez preparados los tapones se definieron las condiciones de ensayo (T2
TAU min diff y Ns) las cuales se establecieron a partir de pruebas empleando
la teacutecnica de RMN en el equipo RMN-Maran DRX 2 (Figura 44) a fin de
obtener los valores de difusividad teacutermica del sistema en consideracioacuten
Donde
T2 Es el tiempo de relajacioacuten necesario para reorientar los protones en la
direccioacuten del campo magneacutetico perturbador (90deg-180deg)
TAU (τ) Es el tiempo secuencial necesario para el reenfoque de los protones en
el plano transversal en el que se encuentran desorientados
Miacutenimo coeficiente de difusioacuten (min diff) Es el tiempo miacutenimo requerido para
visualizar la curva de difusioacuten
Numero de barridos (Ns) Nuacutemero de veces que el equipo recorre la muestra
Tiempo de corrida (Tc) Tiempo que el equipo tarda en escanear la muestra
En la determinacioacuten de estos paraacutemetros se utilizoacute como punto de apoyo los
valores reportados por Halliburton (2001) para cada variable (ANEXO A) En
la Tabla 42 se reportan los valores de las variables que se establecieron en las
pruebas de RMN con los cuales se logroacute determinar de forma oacuteptima los
tiempos de ejecucioacuten para la metodologiacutea
Tabla 42 Condiciones empleadas en la teacutecnica de RMN
T2 (ms) TAU min Diff (m2sec x 10
9) Ns Tc (min)
100 - 500 85 025 20 141
46
Figura 44 Resonador Maran Ultra DRX 2 Fuente PDVSA-Intevep
Definicioacuten de las condiciones de ensayo para calorimetriacutea
Una vez realizadas las pruebas de RMN se realizaron pruebas para definir los
demaacutes paraacutemetros teacutermicos empleando la teacutecnica de calorimetriacutea con el fin de
obtener la temperatura de equilibrio (Te) y posteriormente determinar el calor
especiacutefico y la capacidad caloriacutefica Para ejecutar esta teacutecnica se necesitoacute un
vaso teacutermico una termocupla (marca thermoline) agua destilada y el tapoacuten del
yacimiento petroliacutefero los cuales se muestran en la Figura 45
Figura 45 Instrumento para la realizacioacuten de la prueba calorimeacutetrica Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de las propiedades teacutermicas
Definidas las condiciones de ensayo para las teacutecnicas de RMN (para la
obtencioacuten directa de difusividad teacutermica) y calorimetriacutea (obtencioacuten de calor
47
especiacutefico al aplicar la ecuacioacuten 1) se estimaron los otros fenoacutemenos teacutermicos
asociado a la muestra tapoacuten capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al multiplicar el
calor especiacutefico por la densidad y la conductividad teacutermica producto de la
multiplicacioacuten de la difusividad la densidad y el calor especiacutefico Se generoacute
una ecuacioacuten por cada muestra representativa para cada propiedad teacutermica lo
que sirvioacute finalmente para interpolar cada paraacutemetro teacutermico en el rango de
temperatura estudiado (50degC ndash 200degC) saturado y no saturado de fluidos Se
observoacute una graacutefica de cada fenoacutemeno teacutermico en funcioacuten del rango de
temperatura
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados
con fluidos
Para la estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas de yacimientos
petroliacuteferos no consolidados con fluido (agua de formacioacuten y crudo pesado) se
evaluacuteo el efecto de la temperatura
Temperatura en las pruebas de evaluacioacuten teacutermica se consideroacute las
temperaturas de 50 100 120 y 200 degC Ese cambio de temperatura genera una
variacioacuten considerable en la viscosidad del crudo al igual que en las
propiedades teacutermicas de los sistemas de yacimientos
Presioacuten las pruebas ejecutadas fueron realizadas a la presioacuten atmosfeacuterica
Saturacioacuten de agua residual se trabajoacute a condicioacuten real del yacimiento con un
Swirr entre 85 garantizando la saturacioacuten de agua de formacioacuten lo maacutes
similar a la del yacimiento
Luego de obtenidos los datos se procedioacute a realizar una graacutefica en Excel de los
paraacutemetros teacutermico en del caso no consolidado asociado a Petrocarabobo
Estimacioacuten de las propiedades teacutermicas en sistemas no consolidados sin
fluidos
48
Para poder estimar las propiedades asociadas a no consolidados sin fluidos se
ejecutaron los pasos descritos anteriormente que se realizaron para la muestra
saturada pero previamente el tapoacuten fue sometido a un proceso de limpieza para
eliminar los residuos de crudo y fluidos de perforacioacuten Mediante un equipo de
extraccioacuten Soxhlet o Dean-Stark (Figura 46) Utilizando los solventes
adecuados para remover hidrocarburos y extraccioacuten de sales del agua de
formacioacuten
Figura 46 Equipo de limpieza de muestras Dean-Stars A) antes de la limpieza de muestra y B)
durante la limpieza de muestras
Despueacutes de limpiar el tapoacuten se determinaron las propiedades teacutermicas bajo estas
condiciones a fin de conocer la influencia que ejerce la composicioacuten
mineraloacutegica de la formacioacuten Se evaluacuteo el efecto de la temperatura a
condiciones de yacimiento
Determinacioacuten de la conductividad teacutermica de los fluidos
Se determinoacute con la ecuacioacuten 5 la conductividad del petroacuteleo y con la Tabla 23
la conductividad del agua
Determinacioacuten de propiedades petrofiacutesicas
49
Un paso fundamental consiste en la estimacioacuten del volumen poroso porosidad
y permeabilidad absoluta al aire empleando el equipo CMS 300 automatizado
Este sistema obtiene los valores de voluacutemenes porosos basaacutendose en la Ley de
Boyle [P][V] = constante para una presioacuten de confinamiento dada El
procedimiento consiste en ingresar al sistema la cantidad de muestras a medir
junto con las caracteriacutesticasidentificacioacuten de cada una de ellas (longitud
diaacutemetro y peso) Indicando la presioacuten a la cual se realizaraacuten las mediciones los
resultados obtenidos son volumen poroso porosidad permeabilidad al aire y
permeabilidad corregida por efecto Klinkenberg
Preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica
La preparacioacuten del agua de formacioacuten sinteacutetica consistioacute en la disolucioacuten de
sales inorgaacutenicas (Bicarbonato de sodio Sulfato de Sodio Cloruro de Sodio
Cloruro de Calcio di-hidratado Cloruro de Magnesio hexa-hidratado
Carbonato de Sodio Cloruro de Potasio y Cloruro de Bario di-hitradatado) en
agua destilada Primeramente se burbujeoacute el agua destilada con dioacutexido de
carbono (CO2) para evitar la precipitacioacuten de sales Posteriormente se realiza a
una agitacioacuten constaste burbujeando Dioacutexido de Carbono para evitar la
precipitacioacuten de carbonatos evitando la perdida de condiciones oacuteptimas de
disolucioacuten (Carrero 2011)
44 Caracterizacioacuten de los fluidos
Formulacioacuten de la salmuera
Se prepararon dos litros de salmuera para los cuales fue necesaria la siguiente
cantidad de sales que se muestran en la Tabla 43 en el orden que se presentan
para que no se precipite ninguacuten compuesto
50
Tabla 43 Composicioacuten de la salmuera
Sal Cantidad (g)
NaHCO3 813
Na2SO4 001
NaCl 3107
CaCl2x2H2O 176
MgCl2x6H2O 263
Na2CO3 000
KCl 000
BaCl2x2H2O 036
Densidad del agua de formacioacuten
Para determinar la densidad del agua de formacioacuten asociada al campo
Petrocarabobo se usoacute el densiacutemetro DMA 35N Antoacuten Paar (Figura 47) la
teacutecnica consiste en introducir el agua de formacioacuten en un capilar (en este caso a
una temperatura de 80 ordmC) y de forma automaacutetica arroja el valor de la densidad
en gcm3 y la temperatura de medicioacuten en degC
Figura 47 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 35N Fuente PDVSA-Intevep
Viscosidad del crudo extra-pesado
Para determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030
(figura 48) que opera por medio de la rotacioacuten de un cilindro el cual se
sumerge en el material a analizar midiendo la resistencia de esta substancia a
una velocidad seleccionada La muestra de crudo fue integrada al sistema
51
automaacutetico de medicioacuten y el equipo realizoacute la medicioacuten de la viscosidad en un
rango de temperatura de 40 ndash 264 degC arrojando valores de viscosidad en cP
para cada valor de temperatura
Figura 48 Retrovisco RV 2030 MARCA HAAKE Fuente PDVSA-Intevep
Determinacioacuten de curvas de permeabilidad relativa
Esta metodologiacutea consiste en realizar una prueba a condiciones de yacimiento
(presioacuten temperatura y velocidad de flujo) una prueba que reproduzca la
manera coacutemo se mueven los fluidos en el yacimiento de forma tal que se
puedan ajustar los paraacutemetros necesarios a fin de obtener una reproduccioacuten maacutes
real de las propiedades de interaccioacuten roca fluido presente en los yacimientos
Mediante este meacutetodo se efectuacutea el desplazamiento de los fluidos a traveacutes del
medio poroso de acuerdo al meacutetodo no estacionario (dinaacutemico) el cual
considera el desplazamiento de un fluido por otro (Araujo 2004)
Las pruebas de desplazamiento de fluidos en medio poroso se realizan en
tapones de roca real (arena) de yacimiento limpios instalados en una celda
porta-nuacutecleos tipo Hassler colocada en un horno a la temperatura de trabajo (en
este estudio 68 degC) El sistema se denomina simulador fiacutesico de yacimientos y
52
consta de una celda porta-nuacutecleos dos cilindros de tipo pistoacuten (contenedores de
fluidos agua y crudo) dos bombas de inyeccioacuten tipo jeringa (una para confinar
a presioacuten constante y otra para inyeccioacuten a tasa constante) un sistema de
transductores de presioacuten vaacutelvulas y horno para mantener todo el sistema a la
temperatura de trabajo ver Figura 49
Figura 49 Diagrama de un simulador fiacutesico de yacimientos Fuente Intevep SA Centro de
Investigacioacuten y Desarrollo Filial de Petroacuteleos de Venezuela SA
El procedimiento seguido se detalla a continuacioacuten (Figura 410)
Inyeccioacuten de agua de formacioacuten hasta saturacioacuten 100 del medio poroso y
estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P1) para el caacutelculo de la permeabilidad
al agua a la temperatura de trabajo en cada caso
Etapa de drenaje primario Inyeccioacuten de petroacuteleo a tasa de flujo de referencia
constante (005 cm3min) hasta estabilizacioacuten del diferencial de presioacuten (P2) y
se contabiliza el volumen maacuteximo de agua recuperado Se determina la
53
permeabilidad efectiva al petroacuteleo (Ko) a condicioacuten de saturacioacuten de agua
irreducible (Swi)
Etapa de imbibicioacuten Inyeccioacuten de agua de formacioacuten a tasa de flujo de
referencia constante y recoleccioacuten de voluacutemenes de fluido producido (crudo y
agua) en diferentes etapas (menor a mayor volumen) registrando en cada
oportunidad el diferencial de presioacuten correspondiente (de acuerdo al siguiente
esquema P3 P4 P5 P6 etc) Se determina la permeabilidad efectiva al agua
(Kw) a condicioacuten de saturacioacuten de petroacuteleo residual (Sor)
Figura 410 Esquema del procedimiento experimental para la determinacioacuten de curvas de
permeabilidad relativa por el meacutetodo de estado no estacionario Fuente Diacuteaz (2014)
Para la generacioacuten de las curvas de permeabilidad relativa mediante el meacutetodo
convencional se analizaron los datos obtenidos de acuerdo a la metodologiacutea de
caacutelculo denominada modelo hiacutebrido (MDC) que combina caacutelculos matemaacuteticos
que abarcan el meacutetodo JBN (comportamiento de flujo fraccional) y el uso de
correlaciones de Willie y Corey amp Asociados Maacuterquez et al (2014) tanto para
54
el proceso de drenaje como imbibicioacuten de manera de obtener las curvas de
permeabilidades relativas para cada muestra de yacimiento estudiada
Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de
permeabilidad relativa
Entre los aspectos destacables se puede resumir que adicional al efecto
principal que incide en la disminucioacuten de la viscosidad del petroacuteleo al
aumentar la temperatura se evidencioacute tambieacuten reduccioacuten de la saturacioacuten
residual de petroacuteleo (Sor) aumento de la saturacioacuten de agua irreducible (Swi)
desplazamiento del punto de cruce (Krw=Kro Sw) a valores mayores de
saturacioacuten de la fase mojante (agua) y disminucioacuten de la Ko (permeabilidad
efectiva al crudo) Figura 411
La condicioacuten de mojado inferida muestra que las arenas analizadas tienden a ser
maacutes afines por el agua a medida que la temperatura aumenta
Figura 411 Efecto de la variacioacuten de la temperatura sobre las curvas de permeabilidad relativa
para muestras del Campo Petrocarabobo
Elaboracioacuten del modelo de simulacioacuten en Starsreg
A partir de este punto se explica una serie de procedimientos realizados para la
construccioacuten de los modelos numeacutericos para simular una prueba de
desplazamiento con agua caliente a nivel laboratorio se definieron las matrices
55
de sensibilidades donde se evaluaron los paraacutemetros teacutermicos de forma discreta
e integral
45 Uso de Starsreg
Una vez recolectado los valores petrofiacutesicos los paraacutemetros teacutermicos y
evaluados los fenoacutemenos de interaccioacuten roca fluido se procedioacute a organizar los
datos en el orden que deben ser introducidos en el simulador El simulador
numeacuterico empleado es Starsreg de CMG siendo requerido para su utilizacioacuten el
reconocimiento de su interfaz y de los datos requeridos para su ejecucioacuten asiacute
como la justificacioacuten de la realizacioacuten de las pruebas descritas y de otros
valores suministrados en campo
La herramienta Builder de CMG se empleoacute como un pre-procesador para la
construccioacuten de la malla considerando unidades de laboratorio y porosidad
singular la fecha inicial del proyecto es el 10 de octubre del 2018 hasta el 21 de
agosto y se considero un modelo de fluidos Black Oil de dos fases
451 Construccioacuten del mallado
Se escogioacute el sistema de mallado cartesiano por lo que las dimensiones
ciliacutendricas de la muestra (Tabla 44) debioacute ser convertida a una geometriacutea
cartesiana equivalente (paralelepiacutepedo) con las dimensiones que indica la Tabla
45 respetando los valores de aacuterea transversal y de longitud en este caso el
aacuterea del circulo fue trasformada a la de un cuadrado como se muestra la Figura
412
Tabla 44 Dimensiones de la muestra en forma de cilindro
Dimensiones del cilindro
Diaacutemetro (cm) Aacuterea (cm2) Altura (cm) Volumen (cm
3)
376 111 416 4613
56
Figura 412 Transformacioacuten del aacuterea transversal para la construccioacuten del mallado
Establecimiento de tamantildeo y cantidad de las celdas para el mallado se
colocaron 50 celdas en direccioacuten I 1 celda en direccioacuten J 1 celda en direccioacuten
K cuyas dimensiones se muestran en la Tabla 45
Tabla 45 Dimensiones de las celdas del mallado
Informacioacuten
de las celdas
Direccioacuten Volumen
Total I J K
Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo Numero Tamantildeo
M 18 50 00831 1 33322 1 33322 461356
452 Seccioacuten propiedades petrofiacutesicas
Las propiedades de la Tabla 46 fueron colocadas en la seccioacuten de ldquoArray
Propertyrdquo estas fueron suministradas por PDVSA-Intevep obtenidas a traveacutes de
la realizacioacuten de las pruebas descritas anteriormente en los laboratorios de
interaccioacuten roca-fluido
Tabla 46 Informacioacuten petrofiacutesica de la muestra
Propiedades Petrofiacutesicas
Tope de la arena (cm) 0
Espesor de la arena (cm) 333
Porosidad () 3789
Permeabilidad (mD) (I J K) 410417
453 Seccioacuten de propiedades teacutermicas de la roca
En esta seccioacuten se encuentran tres pestanas donde se realiza en suministro de
los datos teacutermicos requeridos por el modelo estas pestantildeas son
compresibilidad de la roca
57
Figura 413 en la que se incorporan los valores de compresibilidad de la roca y
de la presioacuten de poro de referencia
Figura 413 Ventana para ingresar los datos de compresibilidad de la roca y presioacuten de
porosidad de referencia
En la pestantildea de propiedades teacutermicas se suministran los valores de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se selecciona el tipo de mezclado para la
conductividad se aplica o no la herramienta de la tabla de dependencia de
temperatura para la conductividad teacutermica Thcontab y se especifica que se
considera una conductividad teacutermica isotroacutepica
Figura 414
58
Figura 414 Ventana de las propiedades teacutermicas
En la figuraFigura 415 se muestra la pestantildea de peacuterdida de calor por las rocas
adyacentes en la que se indica que no hay peacuterdidas de calor especificando que
las rocas suprayacente e infrayacente no poseen la propiedad de conductividad
teacutermica (valor cero) ni capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
Figura 415 Ventana de las peacuterdidas de calor por las rocas adyacentes
Se considera propiedades teacutermicas isotroacutepicas en las distintas direcciones (I J
K) ya que no se disponen de informacioacuten de laboratorio que permita concluir lo
contrario
59
Las conductividades teacutermicas isotroacutepicas dependientes de la temperatura se
definen mediante una tabla como se puede ver en la Tabla 47 La primera
columna se refiera a la temperatura T (C|F) las columnas thconr thconw y
thcono
Tabla 47 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo discreto
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0023083 0387300 0068139
60 0019678 0391200 0067761
70 0017184 0396000 0067383
80 0015281 0400000 0067005
90 0013778 0403200 0066626
100 0012559 0405600 0066248
110 0011550 0407200 0065870
120 0010700 0408000 0065492
130 0009973 0408000 0065114
140 0009344 0407200 0064736
150 0008794 0405600 0064357
Para el modelo integral como se observa en la tabla 48 se asignoacute el mismo va-
lor a todas la fases a la misma temperaturas obtenido de las pruebas experimen-
tales de la muestra saturada estos valores de conductividad aumenta proporcio-
nalmente con la temperatura
Tabla 48 Variacioacuten de los valores de conductividad de la roca agua y petroacuteleo con respecto a
la temperatura Thcontab usada en el modelo integral
T degC Kr
J(cmmiddotmindegC)
Kw
J(cmmiddotmindegC)
Ko
J(cmmiddotmindegC)
50 0003150 0003150 0003150
60 0005700 0005700 0005700
70 0008350 0008350 0008350
(Tr) 80 0011100 0011100 0011100
90 0013950 0013950 0013950
100 0016900 0016900 0016900
110 0019950 0019950 0019950
120 0023100 0023100 0023100
60
130 0026350 0026350 0026350
140 0029700 0029700 0029700
150 0033150 0033150 0033150
45311 Validacioacuten de las ecuaciones de conductividad
Una vez estudiadas todas las ecuaciones que emplea el simulador para el
caacutelculo de la conductividad y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica se realizoacute
una validacioacuten comparando los valores arrojados por las ecuaciones
programadas con las graacuteficas de los archivos de salida del simulador para ello
se utilizoacute como herramienta Microsoft Excel
454 Seccioacuten de componentes
Se especificoacute que la muestra se encontraba saturada por dos fluidos (agua y un
pseudocomponente de crudo muerto) se les asignaron los valores de peso
molecular densidad y viscosidad para el resto de las propiedades se asignoacute
ldquo0rdquo de esta manera el simulador asigna los valores por defecto que se muestran
en la Tabla 49
Tabla 49 Valores por defectos del simulador
4541 Densidades
El valor de la densidad del agua fue suministrada a 80degC (temperatura de
referencia) La densidad del crudo fue calculada en los laboratorios de PVT con
el densiacutemetro digital Anton Paar modelo DMA 4500M (figura 416) el rango
61
de temperatura considerado esta entre 40 y 60 degC por las limitaciones del
equipo posteriormente el valor a 80degC fue obtenido mediante extrapolacioacuten En
la figura 417 se muestra los valores los valores de densidad introducidos en
Starsreg para la simulacioacuten
Figura 416 Densiacutemetro digital marca Anton Paar modelo DMA 4500M Fuente PDVSA-
Intevep
Figura 417 Ventana para insertar la densidad de los fluidos
4542 Viscosidades de la fase liacutequida
El valor de densidad del agua fue proporcionado por la Empresa Mixta para
determinar la viscosidad del crudo se empleoacute un retrovisco RV 2030 En la
62
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura se presenta
los valores de viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura a ser
ingresados en el simulador y la respectiva Curva de la viscosidad del crudocurva de
la viscosidad del crudo se ilustraen la Figura 418 En cuanto a la viscosidad del
agua es un valor constante y las viscosidades de la fase gaseosa no se habilito
esta seccioacuten ya que no se considera fase gaseosa presente en el medio
63
Tabla 410 Viscosidad de los fluidos con su respectiva temperatura
64
Figura 418 Curva de la viscosidad del crudo
4543 General
Los valores de referencia son las condiciones de trabajo al usar en el caso de la
temperatura estaacute pautado por la temperatura en la que se empleoacute el densiacutemetro
y la presioacuten de referencia de los laboratorios de PDVSA-Intevep En la Figura
419 se muestran los valores introducidos en el simulador
65
Figura 419 Ventana de la seccioacuten de componentes para introducir los valores de referencia en
la subseccioacuten general
46 Seccioacuten de Roca-fluido
Se emplearon las curvas de permeabilidad relativas obtenidas de las pruebas
desplazamiento realizadas en los laboratorios de interaccioacuten Roca-Fluido de
Pdvsa-Intevep utilizando tapones del aacuterea de estudio
66
Figura 420 Curva de permeabilidad
47 Seccioacuten de condiciones iniciales
En esta etapa se introducen las condiciones de yacimientos de presioacuten y
temperatura a las que fueron ejecutadas las pruebas de desplazamiento la
Figura 421 No se asignoacute contactos entre fluidos para garantizar que al inicio
haya soacutelo petroacuteleo en el yacimiento
67
Figura 421 Ventana de la seccioacuten de condiciones iniciales se muestra el valor de presioacuten y
profundidad de referencia suministrada al simulador
48 Seccioacuten numeacuterica
Se especifican los paraacutemetros utilizados en la simulacioacuten numeacuterica de las
ecuaciones involucradas en el flujo de fluidos (paraacutemetros de convergencia
constantes numeacutericas meacutetodos de solucioacuten discretizacioacuten y convergencia) Se
realizaron las modificaciones siguientes para tres paraacutemetros especiacuteficos
colocando los valores siguientes
Tabla 411 Modificaciones en la seccioacuten numeacuterica
Keyword Valor Definicioacuten
DTWELL 001min Tamantildeo de intervalo de primer paso de tiempo
NEWTONCYC 30 Cantidad de iteraciones para obtener la solucioacuten
NCUTS 15 Maacuteximos intervalos de cortes
49 Seleccioacuten de pozos y datos recurrentes
El modelo estaacute conformado por dos pozos un pozo inyector situado en la celda
(1 1 1) y un pozo productor celda (50 1 1) ambos pozos inician su
funcionamiento el 10-10-2018 a 000 min hasta los 2880 min
Pozo Inyector tipo Mobweight explicit
68
Para este modelo sencillo donde se inyecta un solo fluido que no es vapor y no
ocurren cambio de fases en el proceso de inyeccioacuten es indiferente que tipo de
pozo inyector se seleccione pues no afecta los caacutelculos del modelo
Restricciones (Constrains) en la ventana de constrains del pozo inyector se
muestra que los paraacutemetros empleados fueron la presioacuten de fondo y la tasa
de inyeccioacuten y ambos aplicados con la accioacuten de CONT la cual implica que
la accioacuten a tomar en caso de una violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten
operativa en este liacutemite y continuar con la simulacioacuten
Figura 422 Ventana de constrains del pozo inyector
Fluido inyectado a continuacioacuten en la Figura 423 Ventana para
descripcioacuten del fluido de inyectado se muestra las caracteriacutesticas como
composicioacuten y temperatura del fluido inyectado
69
Figura 423 Ventana para descripcioacuten del fluido de inyectado
Pozo Productor
Se cargoacute un archivo (fhf) para adjuntar el ldquohistoacuterico de produccioacutenrdquo y cargar
los eventos de los pozos inyector y productor Este archivo se realiza a partir de
un documento (txt) contiene las informacioacuten de produccioacuten de la prueba de
desplazamiento con un formato especiacutefico que contiene fecha final nombre del
archivo ldquoProduction Data Field History Fiel fecha inicial numero de variables
a utilizar los nombres de la variables y las unidades de esas variables el
nuacutemero de pozos y sus nombres luego se coloca el valor de cada variable con
respecto a la fecha
En la Figura 424 se muestra el (fhf) que fue utilizado en el modelo en el que
se cargoacute la informacioacuten de tasas de petroacuteleo agua y liquido en el pozo
productor y de tasa de inyeccioacuten de agua en el pozo inyector en unidades de
laboratorio en el tiempo que alliacute se indica en el formato de (antildeo-mes-
diaThoraminseg)
70
Figura 424 Histoacuterico de produccioacuten empleado para el modelo
Restricciones (Constrains) en la Figura 425 se muestra que el
paraacutemetro empleado fue el de la tasa de produccioacuten de liacutequido con la
accioacuten de CONT la cual implica que la accioacuten a tomar en caso de una
violacioacuten consiste en cambiar una ejecucioacuten operativa en este liacutemite y
continuar con la simulacioacuten
71
Figura 425 Ventana de constrains del prozo productor
410 Dato de salida IO Control
Se especificaron los paraacutemetros teacutermicos y variables que se requieren como
datos de salida eacutestas son las variables que se podraacuten graficar para estudiar con
la herramienta Results Graph de CMG objetivo del anaacutelisis del trabajo
Capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (HEATCAP)
Conductividad teacutermica de la formacioacuten (roca + fluidos)
(THCONDUCT)
Conductividad teacutermica de la roca (THCOMPRE)
Temperatura (TEMP)
Viscosidad del petroacuteleo (VISO)
Saturacioacuten de agua (Sw)
411 Sensibilidades
En la tabla 51 se observan los valores miacutenimos y maacuteximos permitidos por el
simulador STARSreg tambieacuten el valor representativo de valores de
conductividad para cada fase a 25degC Adicionalmente se antildeadieron los valores
de conductividad a la temperatura de referencia obtenido por las pruebas
experimentales todos estos valores fueron los empleados para el estudio de
sensibilidad de conductividad teacutermica Anaacutelogamente en la tabla 53 se
72
observan los valores que especifica el manual del simulador como valores
miacutenimos y maacuteximos tambieacuten valores representativos de capacidad caloriacutefica
volumeacutetrica Los valores representativos de conductividad y de capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica del simulador se emplearon para comparar con los
valores obtenidos en el laboratorio y analizar la diferencia en el valor tiacutepico de
arenas consolidadas como lo indica el simulador y las arena no consolidadas
como es nuestro caso de estudio
4111 Sensibilidad de la conductividad teacutermica total
Se realizaron corridas con el modelo laquoDiscreta Complexraquo variando los valores
de conductividad teacutermica de la roca petroacuteleo y agua) y graficando en la celda
(25 1 1) los valores de conductividad total y la temperatura para los tres
valores asignados (valor miacutenimo valor maacuteximo y valor a tr) en el estudio por
separado de cada elemento para determinar cuaacutel es el elemento que mayor
impacto causa en la temperatura
41111 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
Se empleoacute el modelo laquoDiscreta Complexraquo para graficar la conductividad
teacutermica capacidad caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del
tiempo especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y (49 1 1)
para estudiar el efecto de los paraacutemetros teacutermicos en las diferentes celdas con el
valor de conductividad que mayor variacioacuten causa en la temperatura con
respecto al modelo base
4112 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
Se realizaron corridas con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontabraquo e
laquoIntegral Complex Thcontabraquo realizando variaciones en los valores de
capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca (Cvr) en la celda (25 1 1) los
valores asignados fueron los valores maacuteximo miacutenimo y el correspondiente de
las pruebas a la temperatura de referencia
73
412 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
A traveacutes de los modelo laquoDiscreta Complexraquo y laquoDiscreta Complex con
Thcontabraquo se realiza una comparacioacuten del valor de la conductividad teacutermica
total del sistema de un modelos discretos y por otro lado habilitando la opcioacuten
Thcontab
413 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
Por medio de los modelos laquoIntegral Complexraquo e laquoIntegral Complex con
Thcontabraquo se estudia la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en el
modelo integral
414 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
laquoDiscreta Complexraquo y laquoIntegral Complexraquo En la Figura 514 se pueden
comparar los valores de conductividad teacutermica considerando el modelo
cargando de forma discreta e integral
415 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Con los modelos laquoDiscreta Complex con Thcontab raquo e laquo Integral Complex con
Thcontabraquo se realiza la comparacioacuten de los valores conductividad teacutermica total
y conductividad teacutermica de la roca de los modelos
74
CAPIacuteTULO V
ANALISIS DE RESULTADOS
51 Sensibilidades
A continuacioacuten se presentan los resultaron de las sensibilidades de los modelos
empleados para el estudio de la conductividad teacutermica y de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
511 Sensibilidad de la Conductividad Teacutermica
En la tabla 51 se presenta los valores finales de la conductividad teacutermica del
agua roca y petroacuteleo para cada una de las sensibilidades estos valores son los
experimentales de conductividad teacutermica con los valores de conductividad
teacutermica que el simulador sentildeala como representativos y poder hacer una
comparacioacuten del rango de valores y similitud para estimar si se encuentra en un
valor correspondiente de su respectivo elemento Para ello se llevoacute los valores
obtenido a temperatura de 80degC a una temperatura de 25degC El valor
experimental de conductividad de la roca se encuentra por debajo del valor
sugerido lo que se debe a que el valor de conductividad teacutermica de las arenas no
consolidadas son menores a los valores de conductividad teacutermica de las arenas
consolidadas que representa el valor de conductividad teacutermica del valore
representativo que estipula el simulador
75
Tabla 51 Valores de conductividad teacutermica de STAR y obtenido experimentalmente
En la tabla 52 se observar las sensibilidades realizadas para la conductividad
teacutermica cada elemento
Tabla 52 Sensibilidades de la conductividad teacutermica
Sensibilidades Kr Ko Kw
1 Valor maacuteximo Valor a Tr Valor a Tr
2 Valor a Tr Valor maacuteximo Valor a Tr
3 Valor a Tr Valor a Tr Valor maacuteximo
4 Valor miacutenimo Valor a Tr Valor a Tr
5 Valor a Tr Valor miacutenimo Valor a Tr
6 Valor a Tr Valor a Tr Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr Valor a Tr Valor a Tr
5111 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del agua
Como se observa en la Figura 51 se realizan el modelo base y las
sensibilidades 3 y 6 es decir la variacioacuten de los valores de la conductividad en
la fase acuosa se observoacute poca variacioacuten en la temperatura una diferencia de
056 degC y error de 064 para kw = 000010 JcmmindegC y diferencia de 075
degC y error de 092 para kw = 6944578 JcmmindegC con respecto a los valores
del modelo base La temperatura de la celda disminuye muy poco a medida que
se le aumenta el valor de conductividad del agua El mayor error relativo que
alcanza la conductividad teacutermica al aplicar kw = 000010 JcmmindegC es de
047 mientras que al aplicar kw = 6944578 JcmmindegC es de 5769
(ANEXO C)
76
Figura 51 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del agua en la temperatura
5112 Sensibilidad en la conductividad teacutermica del petroacuteleo
Se realiza el modelo base y las sensibilidades 2 y 5 y se observa que entre la
curva de la temperatura para ko = 000010 JcmmindegC y la curva de
temperatura del modelo base se observa una diferencia de 016 degC y error de
019 por ser valores cercanos visualmente ocurre un solapamiento entre
ambas curvas de temperatura caso contrario al comparar la curvas de
temperatura del modelo base con la curva de temperatura de ko = 6944578
JcmmindegC presenta una diferencia de 082 degC y error de 1 Al aumentar los
valores de conductividad teacutermica de la fase oleica es poca la disminucioacuten de la
temperatura de la celda El mayor error relativo que alcanza la conductividad
teacutermica al aplicar ko = 000010 JcmmindegC es de 029 mientras que al
aplicar ko = 6944578 JcmmindegC es de 6213 (ANEXO C)
77
Figura 52 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad del petroacuteleo en la temperatura
5113 Sensibilidad en la conductividad teacutermica de la roca
Se comparan el modelo base y las sensibilidades 1 y 4 Se recurrioacute a una graacutefica
del tipo logariacutetmica para representar los valores de conductividad total ya que
los valores introducidos afectan notablemente la temperatura con una diferencia
de 474 degC y error de 570 para kr = 000010 JcmmindegC y una diferencia de
164 degC y error de 198 para kr = 6944578 JcmmindegC y pueden causar un
cambio de conductividad teacutermica final en la celda de para kr = 000010
JcmmindegC diferencia de 004 JcmmiddotmindegC y error de 099 para kr =
6944578 JcmmindegC diferencia de 319 JcmmiddotmindegC y error de 9881
(ANEXO C)
78
Figura 53 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la temperatura
Basado en lo observado se puede inferir que es la fase solida de la roca causa
maacutes variacioacuten en la temperatura 570 al realizarle la variacioacuten en los valores
de conductividad teacutermica de la roca especiacuteficamente en kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC este
comportamiento se puede atribuir a la ecuacioacuten aplicada y al valor de
conductividad irreal de conductividad teacutermica empleada ya que es 3647 veces
mayor al valor tiacutepico Mientras la variacioacuten de la conductividad teacutermica en los
fluidos tuvieron un similar comportamiento que no representaban una
influencia marcada en la temperatura arrojando un error relativo gt1 (ANEXO
C) Al aumentar los valores de conductividad teacutermica la temperatura de la celda
disminuye lo que es coherente ya que contribuye a la propagacioacuten del calor
pero afecta en mayor escala a este caso En el ANEXO B se presenta con maacutes
detalle los valores en los que oscilan las curvas de conductividad teacutermica y la
temperatura final que se alcanza respectivamente Acotando que en general
ocurre un aumento de la conductividad durante el proceso de inyeccioacuten de agua
caliente y que aquellas conductividades teacutermica que presentan una leve
disminucioacuten con el aumento de la temperatura son las sensibilidades 2 y 6 lo
79
cual se debe a la disminucioacuten de la saturacioacuten de crudo que en el caso de ko =
6944578 JcmmindegC el cual es la conductividad teacutermica con mayor valor Por
otro lado en kw = 000010 JcmmindegC ocurre que el menor valor corresponde
a la conductividad teacutermica del agua la cual aumenta su saturacioacuten y como la
conductividad teacutermica total se basa en una ecuacioacuten de ponderacioacuten por
volumen hace que el valor de conductividad teacutermica total tienda a la
conductividad con el mayor volumen
La sensibilidad de la conductividad teacutermica de la roca afecta inversamente a la
temperatura como a la capacidad caloriacutefica obtenieacutendose asiacute una curva de
mayor capacidad caloriacutefica al introducir el menor valor de conductividad de la
roca y viceversa figura 54
Figura 54 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica
En la Figura 55 se observa como el aumento de la conductividad incrementa el
avance del agua proporcionalmente al disminuir la conductividad aumenta la
temperatura lo cual ayuda a la disminucioacuten de la viscosidad del crudo y
aumentado la movilidad y beneficiando la extensioacuten de la saturacioacuten de agua en
la celda
80
Figura 55 Influencia de la variacioacuten del valor de conductividad de la roca en el avance de
inyeccioacuten de agua
51131 Variacioacuten de los paraacutemetros en tres celdas
En las Figura 56 y 57 se graficaron la conductividad teacutermica capacidad
caloriacutefica saturacioacuten de agua y temperatura en funcioacuten del tiempo al aplicar la
sensibilidad 4 especiacuteficamente en tres celdas del modelo (2 1 1) (251 1) y
(49 1 1) donde se observa como el frente de agua trae consigo el aumento de
la temperatura la capacidad caloriacutefica y la conductividad teacutermica siento el maacutes
afectado la celda (2 1 1) la cual es la celda maacutes proacutexima al pozo inyector ya
que es por medio del cual se inyecta el agua caliente
81
Figura 56 Saturacioacuten y capacidad de kr = 000010 JcmmindegC
Figura 57 Temperatura y conductividad de kr = 000010 JcmmindegC
82
512 Sensibilidad de la Capacidad Caloriacutefica Volumeacutetrica
En la tabla 53 se observa que existe una diferencia entre el valor representativo
del simulador que trae por defecto a 25degC y el valor experimental extrapolado a
25degC apreciaacutendose que el valor de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
experimental es mayor por lo que establece que las arenas no consolidadas
requieren mayor cantidad de energiacutea en forma de calor para aumentar la
temperatura
Tabla 53 Valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de STAR y obtenido experimentalmente
Nombre Keyword
Valor
miacutenimo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
maacuteximo
permitido
por
STAR
(Jcm3degC)
Valor
representativo
para STAR a
25degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 80degC
(Jcm3degC)
Valores
experimentales
a 25degC
(Jcm3degC)
Capacidad
Caloriacutefica
Volumeacutetrica
de la roca
Rockcp 0 100 23470 18513 37598
En la tabla 54 se observar las sensibilidades realizadas para la capacidad caloriacute-
fica volumeacutetrica
Tabla 54 Sensibilidades de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica de la roca
Sensibilidades Cvr
7 Valor maacuteximo
8 Valor miacutenimo
Modelo base Valor a Tr
Al graficar el modelo base y las sensibilidades 7 y 8 se observa en la Figura 58
(izquierda) que la saturacioacuten del agua es mayor al usar la sensibilidad 8 de la
Tabla 54 es decir el menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica (Cvr = 0
Jcm3degC) el modelo base tiene un comportamiento semejante debido a la
cercaniacutea de sus valores de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica caso contrario al
introducir la sensibilidad 7 de la Tabla 54 (Cvr = 100 Jcm3degC) pues este caso
presenta una curva que muestra un suave incremento luego de los 246 minutos
83
de iniciar la inyeccioacuten En la Figura 58 (derecha) se representan tres rectas casi
constantes producto de introducir los valores de la tabla 53 en la ecuacioacuten 6 su
comportamiento de recta horizontal se debe a la poca variacioacuten de capacidad
caloriacutefica con respecto al incremento de temperatura Por otro lado en la Figura
59 (izquierda) se aprecia la variacioacuten de la temperatura y que el miacutenimo valor
de capacidad arroja como resultado un abrupto aumento de la temperatura de la
celda seguida por la curva del modelo base y por uacuteltimo la curva de maacuteximo
valor de capacidad demostrando que solo aumenta la temperatura de la celda
hasta 714degC lo cual se debe a que el aumento de la temperatura estaacute asociado a
la saturacioacuten de agua y la sensibilidad que obtenga una mayor saturacioacuten
obtendraacute tambieacuten una mayor temperatura y viceversa Con respecto a la
conductividad teacutermica al introducir el mayor valor de capacidad caloriacutefica
demostroacute ser la curva con un aumento de pendiente casi vertical los primero
minutos del desplazamiento consecuencia de incremento de saturacioacuten se agua
y luego de los 900 minutos tiende a un valor constante de 0039 JcmmiddotmindegC
mientras las otras dos curvas muestran un aumento al inicio del proceso y
alcanza un punto criacutetico en el minuto 64 decayendo hasta los 400 minutos
alcanzando en ese punto un menor valor de conductividad teacutermica la
sensibilidad del menor valor de capacidad caloriacutefica volumeacutetrica
84
Figura 58 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex
Thcontab
85
Figura 59 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad de
la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo discreto Complex Thcontab
Las Figura 510 y 511 muestran graficas similares a las Figura 58 y Figura 59
del modelo cargado con valores de forma integral se obtienen las mismas
observaciones en la saturacioacuten tanto para la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica y
temperatura Sin embargo en el paraacutemetro de la conductividad teacutermica
presentan curvas que incrementan a medida que la temperatura aumenta
Debido a que la variacioacuten de la saturacioacuten no afecta el valor de conductividad
total como consecuencia de la restriccioacuten de aumentar con la temperatura por
medio de la herramienta Thcontab para todas las fases con el mismo valor
86
Figura 510 Variacioacuten de la saturacioacuten del agua y de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica al
realizar la sensibilidad de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex
Thcontab
87
Figura 511 Variacioacuten de la temperatura y la conductividad teacutermica al realizar la sensibilidad
de la capacidad caloriacutefica volumeacutetrica en el modelo integral Complex Thcontab
52 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo discreto
En la Figura 512 se puede observar la contraposicioacuten de estudiar la
conductividad teacutermica total del sistema de un modelos discretos introduciendo
un solo valor constante de la conductividad para cada fase respectiva y por otro
lado habilitando la opcioacuten Thcontab que permite especificar la variacioacuten de las
conductividades de cada fase con respecto a la variacioacuten de la temperatura y
ademaacutes permite la opcioacuten de graficar la curva de conductividad de la roca la
cual es decreciente al transcurrir el tiempo y el aumento de la temperatura Al
comparar ambas curvas de conductividad teacutermica total se puede distinguir una
curva creciente que pertenece valores constantes de conductividad teacutermica para
cada fase mientras que la curva que emplea Thcontab se compone de tres
tendencias ambas curvas muestran al inicio un crecimiento pronunciado debido
al aumento de la saturacioacuten del agua la curva con Thcontab una segunda
88
seccioacuten que muestra un decrecimiento luego de un punto criacutetico a los 64
minutos y luego a partir de los 400 minutos una seccioacuten de valores contantes
que presenta un ligero incremento sin embargo las curvas solo presentan una
diferencia en promedio de 0000183 JcmmiddotmindegC y un error de 05
Figura 512 Contraste entre la conductividad total de un modelo discreto Complex y un modelo
discreto Complex con Thcontab
53 Efecto de habilitar Thcontab en un modelo integral
En la Figura 513 se expone la comparacioacuten de habilitar la opcioacuten Thcontab en
el modelo integral Complex La conductividad teacutermica total del sistemas al
introducir los valores contantes de conductividad (Curva 1) se describe una
conductividad constante en el tiempo con una recta de pendiente cero con el
mismo valor que se introdujo en el simulador cada fase con el mismo valor de
conductividad y por balance de masa incrementar la saturacioacuten de agua
disminuye proporcionalmente la saturacioacuten de petroacuteleo mantenieacutendose
constante la porosidad lo cual indica un mismo valor volumeacutetrico de roca en la
89
ecuacioacuten de volumen ponderado que calcula la conductividad teacutermica total
quien arroja el mismo resultado en cada paso de tiempo Mientras que al
habilitar la opcioacuten Thcontab es igualmente asignando el mismo valor de
conductividad teacutermica para todas las fases pero indicando la variacioacuten con la
temperatura se permite observar que la conductividad teacutermica de la roca y la
total del sistemas presentan unas curvas solapadas que incrementan con el
transcurrir del tiempo
Anaacutelogamente estas curvas son iguales por el balance de materiales el aumento
de la curva se debe a la variacioacuten de los valores de conductividad a traveacutes del
tiempo seguacuten indica la tabla Thcontab Al comparar ambas curvas de
conductividad teacutermica total se observa una diferencia de 00002163
JcmmiddotmindegC y un error de 19 (ver ANEXO D)
Figura 513 Contraste de la conductividad total de un modelo integral Complex y la
conductividad total y de la roca de un modelo integral con Thcontab
90
54 Contraste al comprar modelo discreto con modelo integral
En la Figura 514 se pueden comparar los valores de conductividad teacutermica
considerando el modelo cargando de forma discreta e integral La capacidad
caloriacutefica y la saturacioacuten no se ven afectadas por el tipo de modelo que se
emplee la temperatura al contrario si representa una diferencia de 102 entre
los minutos 400 y 800 En el modelo discreto la conductividad es 345 veces
mayor al modelo integral mantenieacutendose este en el valor contante de 0011100
JcmmiddotmindegC y por el contrario el modelo discreto iniciando en 00293004
JcmmiddotmindegC y ascendiendo hasta el valor de 0038362 JcmmiddotmindegC esto se debe
que aunque el simulador emplea la ecuacioacuten 8 con los valores de conductividad
de cada elementos (roca agua y petroacuteleo) constantes a traveacutes del tiempo pero
las saturaciones variacutean a traveacutes del tiempo eacutestos cambios en las saturaciones
hacen que la conductividad teacutermica total ascienda tendiendo a la conductividad
de quien incrementa su saturacioacuten eacuteste es el caso del agua y la cual posee una
conductividad mayor Ambas curvas tienen una diferencia de 0022731
JcmmiddotmindegC y un error de 672 (ANEXO E)
91
Figura 514 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad capacidad caloriacutefica temperatura
y saturacioacuten total de un modelo discreto Complex con un modelo integral Complex
55 Contraste al comprar modelo discreto con Thcontab con modelo
integral Thcontab
Aunque ambos modelos (integral y discreto) fueron ejecutados con Thcontab lo
que permite para ambos casos graficar la conductividad teacutermica de la roca solo
se graficoacute para el modelo discreto (Figura 515) ya que al realizar un modelo
integral la conductividad teacutermica de la roca es la misma que la conductividad
teacutermica total y ambas curvas se solapan En el modelo discreto se aprecia que
la conductividad teacutermica de la roca disminuye al transcurrir del tiempo donde
ocurre el aumento de temperatura tal y como lo enuncia Messmer (1980) afirma
ldquoLa conductividad teacutermica de las arenas no consolidadas disminuyen con el
aumento de la temperatura debido a los efectos del mineral cuarzo que es un
material cristalino con propiedades teacutermicas anisotroacutepicas presente en estos
sistemasrdquo El cuarzo que es el mineral que predomina en las areniscas seguacuten
estudios llevados a cabo en PDVSA - Intevep (2016) mediante Difraccioacuten de
92
Rayos X determinaron que posee mayor porcentaje (66) presente en el
sistema de yacimiento petroliacutefero campo Petrocarabobo En las curvas de
conductividad teacutermica total entre los modelo discreto e integral se obtuvo una
diferencia en promedio de 0023130 JcmmiddotmindegC y un error de 2125 y entre
las curvas de conductividad teacutermica de la roca una diferencia en promedio de
0004859 JcmmiddotmindegC y un error de 446 (ANEXO F)
Figura 515 Comparacioacuten entre las curva de la conductividad total de un modelo discreto
Complex Thcontab y un modelo integral Complex Thcontab
93
CONCLUSIONES
Las arenas consolidadas secas pueden tener una conductividad teacutermica
mayor que las arenas no consolidadas sin fluidos con la misma
composicioacuten debido a que ocupa mayor proporcioacuten volumeacutetrica en un
volumen determinado es decir hay mayor contacto entra los poros de la
matriz
El caacutelculo de la conductividad total del sistema se realiza mediante el
meacutetodo Complex debido a que utiliza la ecuacioacuten de mezcla no lineal
recomendada por CMG tomando en cuenta las conductividades y
saturaciones de los fluidos presentes e interrelaciones entre las fases
En modelo integral Thcontab todos los valores de conductividad teacutermica
aumentan sin importar el comportamiento particular con la temperatura
asiacute como el orden de magnitud de cada fase (roca agua petroacuteleo y gas)
por lo tanto no representa el comportamiento real de la transferencia de
calor en el medio poroso
Se concluye que es la roca la fase que causa maacutes variacioacuten en la
temperatura al realizarle la variacioacuten en los valores de conductividad
teacutermica de la roca un error de 570 al asignar kr = 000010
JcmmindegC y un error de 9881 para kr = 6944578 JcmmindegC
Al contrastar los modelos cargados de forma discreta e integral se
contempla que las curvas de conductividad total tienen un error relativo
de 672
94
Entre los modelos discreto e integral cargados con thcontab se obtuvo
que las curvas de conductividad teacutermica total presentaban un error de
2125 y entre las curvas de conductividad teacutermica de la roca de ambos
modelos un error de 446
Debido al alto error entre los valores de conductividad teacutermica obtenida
entre las curvas de los modelos cargados de forma discreta e integral no
se pueden considerar como modelos equivalentes
Al realizar el estudio de los efectos de variar los valores de la capacidad
caloriacutefica volumeacutetrica de la roca se encontroacute que al asignar el valor
maacuteximo ocurre una disminucioacuten importante en los valores de la
saturacioacuten de agua y temperatura de los modelos discreto e integral Por
otro lado en el caso de la conductividad teacutermica causa un aumento de la
curva para el modelo discreto y una curva por debajo de la curva del
modelo base para el modelo integral
95
RECOMENDACIONES
Realizar estudio de determinacioacuten de propiedades teacutermica en muestras
saturadas elaborando sensibilidades en las saturaciones de los fluidos
presentes
Para representar las condiciones reales del yacimiento con un crudo
vivo y tres fases (petroacuteleo agua y gas) se debe incluir un PVT del fluido
para evaluar los procesos de transferencia de calor
Profundizar en el estudio de RMN y calorimetriacutea para obtener los
paraacutemetros teacutermicos en todas las direcciones (I J K) del tapoacuten ya que
existe en general presentan un comportamiento anisotroacutepico y
disminuye la certidumbre de las propiedades teacutermicas el considerar que
el sistema tiene cualidades de Isotropiacutea
Realizar modelos de simulacioacuten numeacuterica suministrando los valores de
conductividad teacutermica de forma discreta
96
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99
ANEXOS
ANEXO A Propiedades RMN de los fluidos de yacimientos Fuente Coates y cols (1999)
Fluidos T1 (ms) T2 (ms) T1T2 Viscosidad (cP)
Salmuera 1 ndash 500 1 - 500 2 02 - 08
Petroacuteleo Liviano 3000 ndash 4000 300 - 1000 4 02 - 100
Gas 4000 ndash 5000 30 - 60 80 0011 - 0014
ANEXO B Valores promedio de conductividad teacutermica total al variar la conductividad de las
fases
Figuras
51 - 53
Kt (JcmmiddotmindegC) Temperatura
final (degC) Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
Sensibilidad 6 002543 0020102 0022766 899
Sensibilidad 3 0069244 007729 0073267 897
Sensibilidad 5 0020747 0036985 0028866 898
Sensibilidad 2 007738 00771575 007738 897
Sensibilidad 4 0000488 0000506 0000497 90
Sensibilidad 1 168611 322573 245592 896
Modelo base 00293 0038362 0033831 898
100
ANEXO C Contraste de conductividad y temperatura entre sensibilidades de conductividad
101
ANEXO D Contraste de conductividad total al habilitar Thcontab en modelos integrales
Figura
513
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0000216 194
kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
ANEXO E Contraste de conductividad total entre modelo integral y discreto
Figura 514
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor
inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt integral
Complex 00111 00111 00111
0022731 6719 kt discreta
Complex 00293 0038362 0033831
ANEXO F Contraste de kt y kr entre modelo integral y discreto Thcontab
Figura 515
K (JcmmiddotmindegC)
Diferencia Error () Valor inicial
Valor
final
Conductividad
Promedio
kt discreta
Complex
Thcontab
0032386 0035643 0034014
002313 21251 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
kr discreta
Complex
Thcontab
0017683 0013803 0015743
0004859 4464 kt integral
compex
Thcontab
000782 0013947 0010884
