petrofísica y fluidos de reservorios (febrero-2015)

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Actualizacin a Enero 2015

Esta actualizacin contiene mejoras en el tema de propiedades del gas natural.

En esta y posteriores actualizaciones se trata cada tema como una seccin separada, por lo tanto la numeracin de paginas en los temas actualizados no concuerda con

el nmero de pagina de los otros temas.

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Dedicatoria

Este libro esta dedicado a mi madre Irene Angulo Martnez

Franco Fabian Sivila Angulo

ndice

CONCEPTOS BSICOS SOBRE RESERVORIOS ........................................................1

1.1 INTRODUCCIN.............................................................................................................................. 1 1.2 FLUIDOS DEL RESERVORIO ............................................................................................................. 3

1.2.1 Gas natural ............................................................................................................................ 3 1.2.2 Petrleo crudo ....................................................................................................................... 7 1.2.3 Agua.................................................................................................................................... 10

1.3 TRAMPAS QUE FORMAN RESERVORIOS ......................................................................................... 11 1.3.1 Trampas estructurales ......................................................................................................... 12 1.3.2 Trampas estratigrficas ....................................................................................................... 13 1.3.3 Combinacin de trampas..................................................................................................... 14 1.3.4 Trampas hidrodinmicas ..................................................................................................... 14

1.4 DOMOS DE SAL ............................................................................................................................ 15 1.4.1 Formacin de trampas de hidrocarburos ............................................................................. 15 1.4.2 Usos de los domos de sal .................................................................................................... 15

1.5 ROCAS RESERVORIO .................................................................................................................... 17 1.5.1 Tipo de roca ........................................................................................................................ 17 1.5.2 Capacidad de almacenar fluidos.......................................................................................... 21 1.5.3 Capacidad de flujo .............................................................................................................. 21

1.6 TEMPERATURA DE UN RESERVORIO.............................................................................................. 22 1.6.1 Conductividad trmica ........................................................................................................ 23 1.6.2 Importancia de la temperatura en la perforacin y produccin ........................................... 24 1.6.3 Registros de pozos y temperatura ....................................................................................... 25 1.6.4 Determinacin de la temperatura ........................................................................................ 27

ESTIMACIONES VOLUMTRICAS.............................................................................30 2.1 INTRODUCCIN............................................................................................................................ 30

2.1.1 Mtodos volumtricos......................................................................................................... 30 2.1.2 Mtodos de balance de materia ........................................................................................... 32

2.2 ANLISIS VOLUMTRICO DEL RESERVORIO................................................................................... 34 2.2.1 Mtodo de la Regla del trapezoide...................................................................................... 36 2.2.2 Estimacin grfica del volumen de un reservorio ............................................................... 37 2.2.3 Mtodo de la Regla de Simpson.......................................................................................... 40 2.2.4 Mtodo de la pirmide ........................................................................................................ 43

2.3 ESTIMACIN DE LA POROSIDAD DE UN RESERVORIO...................................................................... 46 2.3.1 Volumen de poro ................................................................................................................ 47 2.3.2 Porosidad promedio ............................................................................................................ 47

2.4 ESTIMACIN DE LA SATURACIN DE FLUIDOS............................................................................... 50 2.4.1 ndice de resistividad Factor de formacin ...................................................................... 50 2.4.2 Saturacin promedio ........................................................................................................... 51

2.5 FACTOR DE VOLUMEN DE PETRLEO CRUDO (BO) ......................................................................... 55 2.5.1 Factor de volumen de petrleo crudo sobre el punto burbuja ............................................. 57 2.5.2 Factor de volumen de petrleo crudo bajo el punto burbuja ............................................... 57

2.6 FACTOR DE VOLUMEN DE GAS NATURAL ...................................................................................... 58 2.7 ESTIMACIN DE LAS RESERVAS DE PETRLEO CRUDO ................................................................... 58 2.8 ESTIMACIN DE LAS RESERVAS DE GAS NATURAL......................................................................... 60 2.9 FACTOR DE RECUPERACIN (FR) ................................................................................................. 61 2.10 FUENTES DE INFORMACIN ........................................................................................................ 62 2.11 RESERVORIOS CON PRESIN MENOR A LA PRESIN EN EL PUNTO BURBUJA .................................. 62

ESTIMACIN DE PRESIONES......................................................................................65 3.1 INTRODUCCIN............................................................................................................................ 65 3.2 PRESIN DE UN FLUIDO ESTTICO ................................................................................................ 66 3.3 GRADIENTE DE PRESIN............................................................................................................... 68

3.3.1 Derivacin del gradiente de presin.................................................................................... 68 3.3.2 Unidades del gradiente de presin ...................................................................................... 70 3.3.3 Gradiente de presin de agua .............................................................................................. 70 3.3.4 Gradiente de presin del petrleo crudo ............................................................................. 72 3.3.5 Gradiente de presin del gas natural ................................................................................... 73 3.3.6 Gradiente de presin de lodos de perforacin ..................................................................... 73

3.4 DEFINICIN DE TIPOS DE PRESIONES............................................................................................. 75 3.4.1 Presin hidrosttica............................................................................................................. 75 3.4.2 Presin de sobrecarga ......................................................................................................... 76 3.4.3 Presin normal .................................................................................................................... 77

3.5 PRESIONES DE PORO..................................................................................................................... 77 3.5.1 Reservorios con presin de poro anormal ........................................................................... 79 3.5.2 Reservorios con presiones de poro subnormales................................................................. 82

3.6 ESTIMACIN DE PRESIONES EN RESERVORIOS DE GAS NATURAL.................................................... 84 3.6.1 Aproximacin linear para gradiente de presin del gas natural........................................... 90 3.6.2 Diferencia entre el comportamiento real y la aproximacin linear ..................................... 92

3.7 ESTIMACIN DE LA EXTENSIN DE LAS ZONAS DE GAS NATURAL Y PETRLEO CRUDO ................... 94 3.8 ESTIMACIN DE LA PRESIN PROMEDIO DEL RESERVORIO............................................................. 95

3.8.1 Prueba de presin momentnea (transient pressure test)..................................................... 96 3.8.2 Presin promedio de pozos ................................................................................................. 97 3.8.3 Presin promedio de rea.................................................................................................... 97 3.8.4 Presin promedio de volumen............................................................................................. 98

PROPIEDADES DEL GAS NATURAL ........................................................................100 4.1 INTRODUCCIN.......................................................................................................................... 100 4.2 GASES IDEALES ......................................................................................................................... 101

4.2.1 Ley para gases ideales....................................................................................................... 101 4.3 COMPORTAMIENTO DE GASES REALES ........................................................................................ 106

4.3.1 Ecuacin de estado de compresibilidad ............................................................................ 106 4.4 FACTOR-Z DE COMPRESIBILIDAD PARA GAS NATURAL................................................................. 107

4.4.1 Temperatura reducida y temperatura crtica...................................................................... 108 4.4.2 Presin reducida y presin crtica ..................................................................................... 110 4.4.3 Determinacin experimental del factor-z .......................................................................... 112 4.4.4 Correlacin de Standing y Katz ........................................................................................ 113 4.4.5 Correlacin de Hall-Yarborough....................................................................................... 118 4.4.6 Correlacin de Dranchuk y Abou-Kassem........................................................................ 120

4.5 FACTOR DE VOLUMEN DE GAS DE FORMACIN............................................................................ 124 4.6 VISCOSIDAD DEL GAS NATURAL................................................................................................. 127

POROSIDAD....................................................................................................................131 5.1 INTRODUCCIN.......................................................................................................................... 131 5.2 DEFINICIN DE POROSIDAD........................................................................................................ 131 5.3 CLASIFICACIN DE LA POROSIDAD ............................................................................................. 132

5.3.1 Clasificacin por su morfologa ........................................................................................ 133 5.3.2 Clasificacin por su conectividad ..................................................................................... 133 5.3.3 Clasificacin por su origen ............................................................................................... 135

5.4 MEDICIN DE LA POROSIDAD ..................................................................................................... 136 5.5 POROSIDAD Y REGISTROS DE POZO ............................................................................................. 137

5.5.1 Registro snico ................................................................................................................. 138 5.5.2 Registro de densidad......................................................................................................... 139 5.5.3 Registro de neutrn........................................................................................................... 141 5.5.4 Registro de resonancia magntica..................................................................................... 142 5.5.5 Registros de resistividad ................................................................................................... 143

5.6 POROSIDAD Y ESTUDIOS SSMICOS.............................................................................................. 145 5.6.1 Adquisicin y procesamiento............................................................................................ 146

5.7 MEDICIN DIRECTA DE LA POROSIDAD ....................................................................................... 147

5.7.1 Muestra de ncleo............................................................................................................. 148 5.7.2 Preparacin del ncleo...................................................................................................... 149

5.8 DETERMINACIN DEL VOLUMEN TOTAL DEL NCLEO ................................................................. 149 5.8.1 Desplazamiento volumtrico............................................................................................. 150 5.8.2 Medicin de las dimensiones del ncleo........................................................................... 154

5.9 DETERMINACIN DEL VOLUMEN DE LA MATRIZ .......................................................................... 154 5.9.1 Utilizando la densidad de la roca ...................................................................................... 155 5.9.2 Expansin de gas (Ley de Boyle)...................................................................................... 156 5.9.3 Mtodo de desplazamiento (desagregado de la muestra) .................................................. 159

5.10 DETERMINACIN DEL VOLUMEN DE PORO ................................................................................ 159 5.10.1 Mtodo de desplazamiento.............................................................................................. 160 5.10.2 Mtodo de expansin de gas ........................................................................................... 161

FLUJO EN UN MEDIO POROSO.................................................................................164 6.1 INTRODUCCIN.......................................................................................................................... 164 6.2 PERMEABILIDAD........................................................................................................................ 166

6.2.1 Tipos de permeabilidad..................................................................................................... 167 6.2.2 Dimensiones y unidades ................................................................................................... 169 6.2.3 Unidades prcticas para la industria.................................................................................. 171

6.3 RELACIN ENTRE PERMEABILIDAD Y POROSIDAD ....................................................................... 173 6.3.1 Mtodo de RQI/FZI .......................................................................................................... 175 6.3.2 Mtodo de Winlands r35 ................................................................................................. 177 6.3.3 Mtodo de Kozeny-Carman .............................................................................................. 178

6.4 LEY DE POISEUILLE ................................................................................................................... 179 6.4.1 Deduccin de la Ley de Poiseuille .................................................................................... 180

6.5 LEY DE DARCY.......................................................................................................................... 182 6.5.1 Ley de Darcy en forma de ecuacin.................................................................................. 184 6.5.2 Ley de Darcy para flujo horizontal ................................................................................... 187

6.6 LEY DE DARCY PARA FLUJO RADIAL .......................................................................................... 188 6.6.1 Deduccin de la ecuacin para flujo radial ....................................................................... 189

6.7 FLUJO A TRAVS DE ESTRATOS EN PARALELO ............................................................................. 190 6.7.1 Deduccin de la ecuacin para flujo linear ....................................................................... 192 6.7.2 Deduccin de la ecuacin para flujo radial ....................................................................... 193 6.7.3 Permeabilidad promedio para estratos en paralelo............................................................ 194

6.8 FLUJO A TRAVS DE ESTRATOS EN SERIE..................................................................................... 196 6.8.1 Deduccin de la permeabilidad promedio para flujo linear............................................... 196 6.8.2 Deduccin de la permeabilidad promedio para flujo radial............................................... 197

6.9 LEY DE DARCY PARA FLUJO DE GAS NATURAL COMPRESIBLE...................................................... 200 6.9.1 Ecuacin para flujo linear de gas natural compresible ...................................................... 200 6.9.2 Ecuacin para flujo radial para gas natural compresible ................................................... 203

COMPRESIBILIDAD ISOTRMICA ..........................................................................205 7.1 INTRODUCCIN.......................................................................................................................... 205 7.2 COMPRESIBILIDADES RELACIONADAS A LAS ROCAS.................................................................... 206

7.2.1 Compresibilidad de los granos o matricial ........................................................................ 206 7.2.2 Compresibilidad del volumen de poro .............................................................................. 207 7.2.3 Compresibilidad total de roca ........................................................................................... 210

7.3 COMPRESIBILIDAD ISOTRMICA DE LQUIDOS ............................................................................. 213 7.3.1 Aproximacin por serie..................................................................................................... 214 7.3.2 Compresibilidad isotrmica de petrleo crudo.................................................................. 215 7.3.3 Recuperacin primaria resultante de la expansin de petrleo y agua .............................. 218

7.4 COMPRESIBILIDAD ISOTRMICA DE GAS NATURAL ...................................................................... 220 7.4.1 Compresibilidad seudo-reducida para gas natural............................................................. 220

7.5 RECUPERACIN PRIMARIA RESULTANTE DE LA COMPRESIBILIDAD TOTAL ................................... 221 PRESIN CAPILAR.......................................................................................................223

8.1 INTRODUCCIN.......................................................................................................................... 223

8.2 TENSIN INTERFACIAL............................................................................................................... 224 8.2.1 Tensin interfacial en tubos capilares ............................................................................... 225 8.2.2 Equilibrio mecnico en una interfase Ecuacin de Young-Laplace ............................... 227 8.2.3 Tensin interfacial para sustancias puras (lquido-gas)..................................................... 229 8.2.4 Tensin interfacial para mezclas de hidrocarburos (lquido-gas)...................................... 231

8.3 PRESIN CAPILAR ...................................................................................................................... 232 8.3.1 Presin capilar en funcin de la altura de una columna de fluido ..................................... 232 8.3.2 Presin capilar en funcin del radio de un tubo capilar .................................................... 235 8.3.3 Presin capilar en funcin del radio de curvatura ............................................................. 235 8.3.4 Relacin entre presin capilar y tensin interfacial .......................................................... 239 8.3.5 Zona de transicin capilar ................................................................................................. 240

8.4 GEOMETRA DE POROS VERSUS PRESIN CAPILAR ....................................................................... 242 8.4.1 Seccin circular................................................................................................................. 242 8.4.2 Seccin cuadrada .............................................................................................................. 243 8.4.3 Seccin rectangular........................................................................................................... 243 8.4.4 Presin capilar en tubos capilares de diferentes dimetros ............................................... 245

8.5 FUNCIN-J DE LEVERETT........................................................................................................... 247 SATURACIN DE FLUIDOS........................................................................................250

9.1 INTRODUCCIN.......................................................................................................................... 250 9.2 RELACIONES BSICAS PARA SATURACIN .................................................................................. 251 9.3 DETERMINACIN DE LA SATURACIN DE FLUIDOS ...................................................................... 252

9.3.1 Medicin directa ............................................................................................................... 252 9.3.2 Medicin indirecta ............................................................................................................ 253

9.4 RELACIN ENTRE SATURACIN Y PRESIN CAPILAR ................................................................... 256 9.4.1 Proceso de drenaje ............................................................................................................ 257 9.4.2 Proceso de imbibicin....................................................................................................... 258 9.4.3 Modelo de Brooks-Corey.................................................................................................. 259 9.4.4 Modelo para proceso de imbibicin.................................................................................. 263

9.5 RELACIN ENTRE SATURACIN Y PERMEABILIDAD RELATIVA ..................................................... 264 9.5.1 Medicin de permeabilidad relativa.................................................................................. 265

APNDICE A: DETERMINACIN GRFICA DE LA PENDIENTE. ....................266 A-1 GRFICOS CARTESIANOS .......................................................................................................... 266 A-2 GRFICOS SEMI-LOGARTMICOS (SEMI-LOG) ............................................................................. 267 A-3 GRFICOS LOGARTMICOS (LOG-LOG) ....................................................................................... 268

APNDICE B: ABREVIATURAS DE LA INDUSTRIA.............................................270 LISTA DE FIGURAS ......................................................................................................271 BIBLIOGRAFA..............................................................................................................273

FRANCO F. SIVILA ANGULO 1

TEMA N 1

CONCEPTOS BSICOS SOBRE RESERVORIOS

1.1 Introduccin

La petrofsica es el estudio de las propiedades fsicas y qumicas de las rocas y la interaccin entre rocas y los fluidos que contiene (gases, hidrocarburos lquidos, hidrocarburos gaseosos y soluciones acuosas). 1 La petrofsica envuelve la integracin de informacin proveniente de muestras de ncleo, fluidos, perfiles, ssmica, y otros para permitir la prediccin y comprensin de las caractersticas y comportamiento del reservorio durante su vida productiva. En la exploracin y explotacin de hidrocarburos o agua, las propiedades que ms interesan a los ingenieros, gelogos y geofsicos son las siguientes:

Porosidad Saturacin Permeabilidad Contactos de fluidos Volumen de esquistos Profundidad de las zonas productoras Propiedades fsicas de rocas y fluidos Propiedades qumicas de rocas y fluidos Movilidad de los fluidos

La necesidad de obtener todas las propiedades mencionadas ayuda a responder las siguientes preguntas:

Existen espacios entre las rocas donde puedan existir fluidos? (porosidad).

1 Modificado de Tiab y Donaldson, pag. 1, 1996.

PETROFSICA DE RESERVORIOS 2

Que porcentaje de los poros esta lleno con el fluido que nos interesa? (saturacin).

Que caractersticas tienen los fluidos que existen en el reservorio? (qumica).

Pueden estos fluidos moverse? (movilidad). La petrofsica hace uso de varias fuentes de informacin para obtener parmetros petrofsicos tales como: porosidad, permeabilidad y saturaciones. Los perfiles, muestras de ncleo, datos de produccin y medicin de presiones proporcionan mediciones cuantitativas de los parmetros petrofsicos de la formacin en las cercanas del pozo para luego integrar toda esta informacin. Con la integracin de esta informacin la petrofsica obtiene propiedades fsicas como la porosidad, permeabilidad y saturaciones. Estas propiedades son fundamentales en la generacin de modelos geolgicos en los simuladores. Generalmente la petrofsica esta menos relacionada con el campo de la ssmica y concierne mas al uso de datos provenientes de la evaluacin de pozos.

Figura 1-1. Fuentes de informacin para la obtencin de las propiedades de la formacin y fluidos.

Para estudiar estas propiedades es necesaria la introduccin de conceptos bsicos como:

Fluidos del reservorio (hidrocarburos y agua)


Trampas de reservorio (rocas impermeables) Rocas reservorio o roca productiva (porosidad y permeabilidad)

1.2 Fluidos del reservorio

El petrleo crudo, gas natural y el agua son substancias que son de gran importancia para los ingenieros petroleros. Aunque a veces estas substancias estn en estado slido o semislido (usualmente a bajas temperaturas), ejemplos de esto son las parafinas, los hidratos de gas natural o crudos con punto de fluidez elevados (temperatura mas baja a que el crudo fluye cuando es sometido a la reduccin de temperatura2). Los fluidos del reservorio mayormente se encuentran en estado gaseoso o lquido o una mezcla de ambos.

Los fluidos de un reservorio se encuentran distribuidos de acuerdo a su densidad. El fluido con menos densidad (gas natural) se encuentra en la parte superior del reservorio, a continuacin esta el petrleo crudo y finalmente esta la zona de agua. La interfase entre fluidos recibe su nombre de acuerdo a los fluidos que forman la interfase, por ejemplo:

Interfase entre gas natural y petrleo crudo: contacto gas-crudo (GOC). Interfase entre petrleo crudo y agua: contacto crudo-agua (OWC). Interfase entre gas natural y agua: contacto gas-agua (GWC).

Es importante hacer notar que la zona de agua que se encuentra por debajo del contacto crudo-agua o gas-agua contiene una saturacin de agua del 100 %. Pero, en las zonas de petrleo crudo y gas natural tambin existe agua que al inici de la extraccin de crudo es igual a la saturacin residual de agua, la cual esta ligada a la presin capilar. El volumen de agua que contienen las zonas de petrleo crudo y gas natural al iniciar la produccin es parte del agua que originalmente se encontraba en la formacin porosa. La formacin porosa originalmente estaba saturada al 100 % de agua, luego durante el proceso de migracin los hidrocarburos desalojaron el agua hasta reducir su saturacin a una saturacin residual.

1.2.1 Gas natural

El gas natural junto con el petrleo crudo es uno de los fluidos que existen en el reservorio y tiene valor econmico. Esta compuesto por hidrocarburos gaseosos o que es lo mismo hidrocarburos livianos donde el metano ocupa el mayor porcentaje, adems de hidrocarburos, la mezcla que forma el gas natural contiene otros componentes no hidrocarburos tales como nitrgeno y cido sulfhdrico.

2 Glossary of the Petroleum Industry, Tulsa, pag. 176, 2004.


Los reservorios hidrocarburferos pueden contener gas natural en tres diferentes condiciones. El gas natural puede estar solo o con cantidades insignificantes de petrleo crudo, en estas condiciones el gas natural es conocido como gas natural no asociado o gas natural libre. Cuando el gas natural esta en estas condiciones se tiene un reservorio de gas natural y para explotarlo se procede a perforar pozos hasta la zona de gas natural que fluye hacia la superficie a travs de los pozos utilizando la energa natural que tiene (presin).

El gas natural tambin puede presentarse disuelto en el petrleo crudo, esto se da debido a la presin del reservorio que no permite que el gas natural se separe del petrleo crudo. En estas condiciones el gas natural es conocido como gas natural en solucin y el reservorio es un reservorio de petrleo crudo. En este tipo de reservorio puede existir una capa gasfera o tambin puede carecer de esta. Al explotar este tipo de reservorios se iniciar con la extraccin de petrleo crudo por su mayor valor comercial. El gas natural disuelto en el petrleo crudo es producido juntamente con el crudo, esto continua hasta que la presin del reservorio es menor a la presin del punto burbuja. En este punto la primera burbuja de gas natural se desprende del petrleo crudo donde estaba disuelta y mas gas natural ira separndose del petrleo crudo a medida que la presin del reservorio disminuya. El gas natural que se desprende del petrleo crudo empieza a formar una capa gasfera en el reservorio o incrementa la capa gasfera existente.

El gas natural existente en los reservorios es uno de los mecanismos de empuje que proporciona presin para producir el petrleo crudo. Adems de ser uno de los mecanismos de empuje para producir el petrleo crudo, el gas natural producido con el crudo puede ser separado en la superficie y venderse por separado o inyectarse en el reservorio para mantener la presin y mejorar la produccin de crudo. En general la recuperacin del gas natural es mucho mayor que la recuperacin de petrleo crudo, pero en contraste su valor comercial es mucho menor.

En los clculos realizados para el gas natural generalmente se utiliza la gravedad especfica de este. La gravedad especfica esta relacionada con la densidad del gas natural por que es la comparacin de la densidad del gas natural con la densidad de una sustancia de referencia. La sustancia de referencia utilizada para el gas natural es el aire seco. En forma de ecuacin esto se representa de la siguiente forma:

gas naturalgas natural gas natural

sustancia de referencia

= SG =

Para los gases es de uso comn el peso molecular, la ecuacin para gases ideales nos permite poner la gravedad especfica del gas natural en funcin del peso molecular. A continuacin se muestra los pasos para obtener la gravedad especfica en funcin del peso molecular.


La ecuacin de estado para gases ideales es:

mP V = n R T ; P V = R Ti i i i i i

M

La densidad de una sustancia es:

m =

V

Introduciendo la densidad en la ecuacin de estado para gases ideales tenemos:

m m R T P M = R TM V

i i i i

P M = R T

P V = i i

Despejando la densidad de la ecuacin:

P M =

R Tii

Donde:

: densidad

R: constante de los gases

T: temperatura

P: Presin

M: peso molecular

En el caso de los gases la sustancia de referencia generalmente es el aire seco, entonces, las densidades para el gas natural y el aire seco son:

gas natural aire secogas natural aire seco

P M P M = ; =

R T R T

Reemplazando las densidades en la ecuacin de la gravedad especfica tenemos:


gas natural

gas naturalgas natural gas natural

aire secosustancia de referencia

P M R T = SG = =

P MR T

La temperatura y presin del gas natural y del aire seco son las mismas para calcular la gravedad especfica, adems, R es una constante. Entonces, reduciendo trminos se tiene:

gas natural gas natural Mgas natural gas natural

sustancia de referencia aire seco

= SG = = M

Esta es la expresin mas utilizada para determinar la gravedad especfica del gas natural. Una mezcla de aire seco contienen principalmente: nitrgeno, oxgeno y cantidades pequeas de otros gases.

Tabla 1-1. Composicin aproximada del aire seco. Componente Formula Composicin molar

Nitrgeno N2 0,78 Oxgeno O2 0,21 Argn Ar 0,01

1,00

Utilizando la composicin de aire seco mostrada en la tabla 1-1 se puede obtener el peso molecular del aire seco como se describe a continuacin.

[ ]n i iM = y M i

[ ] [ ]2 2 2 2

n

aire seco i i N N O O Ar Ari = 1

M = y M = y M + y M + y M i i i i

i = 1

Donde:

yi: composicin molar del componente i

Mi: peso molecular del componente i

Calculando el peso molecular del aire seco se tiene:


[ ] [ ] [ ] [ ]n i ii = 1

y M = 0,78 28,01 + 0,21 32,00 + 0,01 39,94 i i i i[ ]

aire secoM =

n

aire seco i ii = 1

lbM = y M = 28,97

lb-mol i

Un valor de 29,0 lb/lb-mol para el peso molecular del aire seco es considerado suficientemente preciso para los clculos de ingeniera.

1.2.2 Petrleo crudo

El petrleo crudo es una mezcla de hidrocarburos pesados que se encuentran en estado lquido. Al igual que el gas natural, el petrleo crudo tambin esta formado por compuestos que no son hidrocarburos que estn presentes en cantidades reducidas.

Tabla 1-2. Anlisis elemental del petrleo crudo.3 Elemento Formula Porcentaje (por peso) Carbono C 84 87

Hidrogeno H 11 14 Azufre S 0,06 2,0

Nitrgeno N2 0,1 2,0 Oxigeno O2 0,1 2,0

Los crudos son relativamente inmiscibles con el agua y la mayora de ellos son menos densos, sin embargo, existen crudos cuya densidad es mayor a la del agua. En los reservorio el petrleo crudo esta por encima del agua y por debajo de la capa gasfera si esta existe.

Gravedad especifica de los crudos

La gravedad especfica de los crudos es utilizada para clasificar en grupos a los crudos basndose en su densidad. La gravedad especfica relaciona la densidad del crudo con la densidad de una sustancia de referencia. Para los lquidos la sustancia de referencia es el agua dulce. La densidad de todas las sustancias varia en funcin a la temperatura, por lo tanto se requiere que la densidad de la sustancia a medir y la sustancia de referencia sean medidas especificando la temperatura (ambas densidades medidas a la misma temperatura). Por ejemplo, cuando la gravedad especfica es acompaada con (60/60) significa que la densidad del crudo y el agua dulce fueron medidas a 60 F y a presin atmosfrica. Por lo tanto la ecuacin para obtener la gravedad especfica de una sustancia es:

3 McCain, W. D.: The Properties of Petroleum Fluids, pag. 3, 1990.


susustancia sustancia

sustanci

= SG =

stancia

a de referencia

Para obtener la gravedad especfica de un crudo con referencia a la densidad del agua dulce se tiene:

crudocrudo crudo

agua dulce

=

in = g

= SG

En la industria petrolera es de amplio uso el gradiente de presin que es igual a la densidad del fluido multiplicado por la gravedad, esto en forma de ecuacin es:

Gradiente de pres

Introduciendo la gravedad en la ecuacin de la gravedad especfica para un crudo

crudocrudo crudo

agua dulce

g = SG =

g

crudocrudo crudo

agua dulce

(g) = SG =

(g)

Esta ecuacin permite calcular la gravedad especfica de un crudo a partir del gradiente de presin del crudo o viceversa. El gradiente de presin del agua dulce es siempre la sustancia de referencia para todos los crudos y tiene los siguientes valores:

pagua dulce 3

si lbs lbs kPa(g) = 0,433 = 62,37 = 8,33 = 9,81

ft ft gal m

Gravedad API de los crudos

La gravedad API es una escala de la gravedad especfica desarrollada por la American Petroleum Institute para clasificar los hidrocarburos lquidos. La gravedad API esta graduada en grados por un densmetro diseado de modo que la mayora de los valores estn entre 10 y 70 grados API, pero si existen crudo que tienen una gravedad API que no esta en este rango. La ecuacin que relaciona la gravedad especfica con la gravedad API es:


oo

Agua dulce

(g)SG = =

(g) 131,5141,5

+ API

o

141,5 131,5

SG

ce

API =

De estas ecuaciones podemos obtener el gradiente de presin de un crudo en funcin de su gravedad especfica y en funcin de su gravedad API.

o o Agua dul(g) = SG (g)

o Agua dulce

141,5(g) = (g)

131,5 + API

La gravedad API clasifica a los crudos en livianos, intermedios, pesados y condensados. Como se ve en la tabla 1-2, mientras menor sea la gravedad API, mas pesado es el crudo. Lo rangos de esta clasificacin pueden variar de acuerdo a la zona geogrfica, mercado y trminos del contrato de compra venta.

Tabla 1-3. Clasificacin de los crudos por su API. Tipo de crudo API

Condensado > 40 Liviano 30 - 39,9

Intermedio 22 - 29,9 Pesado 10 - 21,9

La gravedad API del agua dulce es igual a 10, si se reemplaza este valor en la ecuacin que relaciona la gravedad especfica y la gravedad API se obtiene:

w(g) 141,5SG = = = 1,0wAgua dulce(g) 131,5 + 10

Si API , SG crudo liviano

Si API , SG crudo pesado

De acuerdo a la ecuacin que relaciona la gravedad API y el peso especfico de los crudos varan de la siguiente manera:


Figura 1-2. Variacin del grado API en funcin de la gravedad especfica de un crudo.

Esto se representa grficamente en la figura, la gravedad API es la unidad de medida Standard en la industria petrolera para indicar la calidad del petrleo crudo juntamente con el porcentaje de azufre.

Para los ingenieros petroleros dedicados al manejo de reservorios y produccin se divide a los hidrocarburos en cinco tipos de fluidos. De esta clasificacin el petrleo crudo se divide en dos tipos que son:

Crudo negro (black oil en Ingles): API = 30 40 Crudo voltil (volatile oil en Ingles): API = 45 70

1.2.3 Agua

Sin importar el tipo de reservorio hidrocarburfero el agua siempre esta presente en las formaciones, por lo tanto el estudio del agua en los reservorios es importante para los ingenieros petroleros. El agua que se encuentra en los reservorios siempre contiene slidos disueltos, entre los slidos disueltos el principal es el cloruro de sodio. Debido al elevado contenido de cloruro de sodio el agua de los reservorios es tambin conocida con el nombre de agua salada.

El agua de los reservorios, as como el gas natural, es un mecanismo de empuje importante cuando se tiene un acufero que proporciona un mecanismo que


mantiene la presin del reservorio. Si el acufero que mantiene la presin del reservorio existe, puede dividirse en dos clases:

1. Agua de fondo en esta clase de mecanismo de empuje el petrleo crudo tiene contacto por completo con el acufero.

2. Agua marginal o de borde en esta clase de mecanismo de empuje solo una parte del petrleo crudo esta en contacto con el acufero.

Figura 1-3. Mecanismos de empuje por acufero.

1.3 Trampas que forman reservorios

Las trampas que forman reservorios estn formadas por barreras que detienen la migracin de los fluidos hacia la superficie. El proceso natural de la generacin de hidrocarburos y su migracin incluyen el movimiento del petrleo crudo y gas natural hacia la superficie. Ambos, petrleo crudo y gas natural, son menos densos que el agua que se encuentra en el subsuelo, por lo tanto, el petrleo crudo y el gas natural tienden a moverse hacia la superficie. La migracin de hidrocarburos se dificulta por las capas de roca sedimentaria las cuales varan en sus caractersticas tales como densidad, porosidad, permeabilidad, etc.

Si los hidrocarburos que migran no encuentran ninguna barrera (trampa), eventualmente se filtran hacia la superficie de la tierra. La trayectoria de migracin puede realizarse por un estrato continuo de alta permeabilidad o a travs de fracturas naturales existentes en rocas impermeables.


Para acumular hidrocarburos en cantidades comerciales, los hidrocarburos deben ser atrapados en el subsuelo por una roca porosa y permeable que tiene por encima un estrato impermeable (capa sello) que detenga la migracin de los hidrocarburos. Las trampas ocurren donde un estrato o caracterstica geolgica no permeable detiene la migracin de hidrocarburos, los factores ms importantes en la formacin de una trampa son:

Litologa Geometra Tamao de los granos Porosidad

Ejemplos de rocas que forman buenas trampas son las lutitas y las formaciones salinas por que estas tienen baja porosidad y granos finos. Los gelogos han clasificado las trampas de hidrocarburos en cuatro clases bsicas que son:

1. Trampas estructurales

2. Trampas estratigrficas

3. Combinacin de trampas

4. Trampas hidrodinmicas

En la localizacin de estas estructuras se utilizan las ondas ssmicas al viajar a travs de estratos; estas ondas se reflejan de diferente manera dependiendo del tipo de roca y su geometra. Las ondas ssmicas se generan en la superficie y se miden las ondas reflejadas con una serie de gefonos.

Debe ser claro que la localizacin de estas estructuras geolgicas no significa que se hayan localizado depsitos de petrleo crudo o gas natural, la localizacin de estas estructuras indican zonas que tienen potencial hidrocarburfero y que merecen ser exploradas en busca de depsitos de hidrocarburos en cantidades comerciales.4

1.3.1 Trampas estructurales

El estudio de las estructuras geolgicas es muy importante para la geologa petrolera, las trampas estructurales son formadas por la deformacin de los estratos despus de ser depositados. Los estratos pueden ser deformados por plegamientos o fallas geolgicas. Dos ejemplos comunes de trampas estructurales son:

4 Profile of the Oil and Gas Extraction Industry, Office of Compliance Office of Enforcement and Compliance Assurance U.S. Environmental Protection Agency, Octubre 1999.


Trampa por anticlinal Trampa por falla geolgica

Trampa por anticlinal

Una de las clases de trampas ms simples y fciles de entender es la trampa por anticlinal. Estratos que inicialmente fueron depositados horizontalmente son deformados por fuerzas compresivas laterales que ocurren en la corteza terrestre, estas fuerzas comnmente causan que las rocas sedimentarias se plieguen (doblen) y formen anticlinales y sinclinales. Si un estrato permeable es recubierto por un estrato impermeable, entonces una trampa y un reservorio son creados en la parte superior del anticlinal. La mayor parte de los viejos y grandes reservorios en el mundo estn formados por estos anticlinales o reservorios anticlinales.

Trampa por falla geolgica

El movimiento migratorio de los hidrocarburos es hacia la superficie y puede ser detenido por una falla geolgica crendose una trampa por falla. Algunas fallas geolgicas forman perfectas barreras para el flujo y son conocidas como fallas selladoras. Sin embargo, muchas fallas geolgicas no detienen por completo el flujo migratorio de los hidrocarburos, quizs la migracin solo es retardada cambiando la direccin del flujo. A veces, las fallas geolgicas aceleran el flujo hacia la superficie de los hidrocarburos. El sellado en una falla geolgica puede ser creado de dos formas:

1. Un masivo movimiento o desplazamiento a lo largo de la falla puede moler las rocas y se forma una capa impermeable que detienen el proceso de migracin de los hidrocarburos.

2. Un estrato impermeable puede ser desplazado por la falla y situarla sobre el estrato permeable, entonces el estrato impermeable previene que el gas natural o petrleo crudo escape hacia la superficie.

1.3.2 Trampas estratigrficas

Una trampa estratigrfica es creada al borde de la deposicin de un estrato permeable, eso significa, donde existan cambios estratigrficos de rocas permeables a rocas impermeable pueden crearse trampas estratigrficas. El estrato permeable esta rodeado por rocas impermeables, creando la trampa y el reservorio. Dos tipos comunes de trampas estratigrficas son:

Trampa por disconformidad


Trampa por estructura acuada Trampa por disconformidad

Una trampa por disconformidad es creada cuando rocas sedimentarias son inclinadas, erosionadas y luego cubiertas por un estrato mas joven. Si los sedimentos jvenes son impermeables en la disconformidad, se sella efectivamente y una trampa es creada en la parte superior de los estratos inclinados.

Trampa por estructura acuada

El borde o lmite del estrato permeable es llamado estructura acuada (monoclinal). Esta clase de reservorios son muy comunes y numerosos pero generalmente sus dimensiones son menores a las dimensiones de los reservorios formados por un anticlinal.

1.3.3 Combinacin de trampas

La combinacin de trampas es formada por efectos estructurales y estratigrficos, donde ninguna de las dos clases de trampas controla totalmente la geometra del reservorio. En general la mayora de los reservorios estn formados por una combinacin de trampas estructurales y estratigrficas.

1.3.4 Trampas hidrodinmicas

Las trampas hidrodinmicas son raras y son mencionadas para dar una clasificacin completa de las clases de trampas que existen. Esta clase de trampas se forman por el flujo del agua (acuferos) en los reservorios, donde el agua retiene a los hidrocarburos en lugares donde no se podran retener de otra manera. En la figura 1-2 no existen trampas estratigrficas o estructurales, tambin, ntese que el contacto crudo-agua no es horizontal y esta inclinado en la direccin del flujo de agua. Adems, la acumulacin de hidrocarburos depende totalmente del continuo flujo de agua, si el flujo de agua se detiene el petrleo crudo continuara con su proceso de migracin. Esta es la razn por la cual este tipo de trampas son muy raras; el flujo de agua en el subsuelo (acufero) no suele durar mucho tiempo hablando en tiempo geolgico.

La determinacin del tipo de trampa y la estructura del reservorio son crticos para el desarrollo (explotacin) del reservorio; por ejemplo, es importante conocer el tipo de trampa y la estructura geolgica del reservorio para determinar la localizacin de nuevos pozos ya sean pozos productores o de inyeccin.


1.4 Domos de sal

Un domo de sale es formado cuando una gran cantidades de minerales especialmente sales o halita se mueve hacia la superficie debido a efectos de flotacin. Los domos de sale generalmente se mueven hacia la superficie a travs de fracturas o zonas que son estructuralmente dbiles. La importancia de los domos de sal en la industria petrolera esta en los efectos del movimiento del domo de sal, al moverse a la superficie el domo de sal va formando anticlinales y otras estructuras geolgicas que pueden atrapar hidrocarburos.

Formaciones gruesas de roca salina existen en diversos lugares del mundo y son llamadas domos salinos o cpulas salinas. La sal que compone este tipo de formaciones es precipitada de antiguos ocanos salinos, debido a que las formaciones salinas tienen una densidad menor a la densidad de los materiales (rocas y fluidos) que la rodean, el domo salino tiende a fluir como si fuera un fluido viscoso. En efecto, la sal fluye muy lentamente cuando es expuesta a elevadas temperaturas y altas presiones las cuales son comunes en el subsuelo.

1.4.1 Formacin de trampas de hidrocarburos

Al igual que los hidrocarburos la sal trata de escapar hacia la superficie de la tierra. En muchas reas la sal alcanza la superficie y es extrada para usos comerciales. Mientras la sal se mueve lentamente hacia la superficie, la masa intrusita levanta los sedimentos superiores causando que los estratos se deformen. Las deformaciones de los estratos debido al flujo de formaciones salinas tienen un papel importante en la localizacin de reservorios hidrocarburferos.

Numerosas fallas normales son creadas alrededor y a lo largo de los costados (lados) de la masa de sal por el movimiento de la formacin salina. Los sedimentos que se encuentran por encima de la masa de sal son fracturados formando fallas normales por tensin en las capas que son estiradas y un domo anticlinal es creado en la parte superior de la masa de sal.

El resultado de la masa de sal movindose hacia la superficie a travs de los sedimentos, es la creacin de varios reservorios de gas y petrleo crudo, creados por diferentes clases de trampas. La geologa que rodea el domo de sal es muy compleja, pero, es necesario hacer una caracterizacin correcta para maximizar la explotacin de los depsitos de crudo y gas natural.

1.4.2 Usos de los domos de sal

Los domos salinos adems de crear trampas para la acumulacin de hidrocarburos, tambin son usados como depsitos. En los domos salinos pueden existir cavernas,


las cuales pueden ser naturales o crearse de forma artificial. Generalmente se crean cavernas en los domos de sal para dos propsitos:

Para almacenar hidrocarburos Para depositar desperdicios

El uso de los domos de sal como depsitos se debe a la alta proteccin que estos proporcionan, adems sus dimensiones son bastante considerables. El uso de esas cavernas para el depsito de hidrocarburos lquidos y gaseosos tuvo inicio en Canad en la dcada de los 40s durante la segunda guerra mundial.5

Las cavernas de sal son formadas por un proceso conocido como solution mining (en Ingles). Este proceso consiste en la perforacin de un pozo hasta entrar en contacto con el domo de sal; una ves que se tiene contacto con el domo de sal se inyecta agua por la tubera de produccin la cual disuelve la sal que luego es transportada hacia la superficie por el espacio anular que existe entre la tubera de produccin y la tubera de revestimiento.

Para lograr la forma de caverna en el domo de sal se procede con una combinacin de circulacin de agua directa y reversa. La circulacin de agua directa se refiere a la inyeccin de agua por la tubera de produccin y extraccin del agua con sal disuelta por el espacio anular. Durante la circulacin reversa se inyecta agua por el espacio anular y se extrae el agua por la tubera de produccin. Otro proceso que se sigue para la formacin de cavernas es la perforacin de dos pozos; la inyeccin de agua se alterna entre los dos pozos hasta formar la caverna.

Los procesos de perforacin y produccin para la extraccin de hidrocarburos generan diferentes tipos de materiales considerados como desperdicios, los cuales deben ser desechados de forma que no daen el medio ambiente.

Uno de estos desperdicios es el agua salada que es producida junto con el petrleo crudo y el gas natural. Usualmente esta agua salada es reinyectada al reservorio para mantener la presin del reservorio. Sin embargo, otro tipo de desperdicios que contienen ms slidos y aceites no son buenos para la re-inyeccin.

Entre los desperdicios que no pueden ser re-inyectados al reservorio estn:

Los fluidos de perforacin. Las cortaduras resultantes del trabajo de perforacin. Arenas producidas con fluidos.

5 Bays C. A.: Use of Salt Solution Cavities for Underground Storage, Symp. On Salt, Northern Ohio Geol Soc. (1963) 564.


Slidos que se depositan en el fondo de los tanques de almacenamiento.6

1.5 Rocas reservorio

Una roca reservorio es una roca existente en el subsuelo con suficiente porosidad y permeabilidad de modo que pueda almacenar y transmitir fluidos. De los tres tipos principales de rocas, las que mayormente presentan estas caractersticas favorables para ser rocas reservorio son las rocas sedimentarias por que estas tienen una porosidad mayor a las rocas gneas o metamrficas. Adems, las rocas sedimentarias se presentan en condiciones (presin y temperatura) donde los hidrocarburos pueden conservarse. Estas son las razones por las que los trabajos de exploracin generalmente se dedican a estudiar las cuencas sedimentarias (sedimetary basin en Ingles).

La existencia de rocas reservorio es evidenciada mediante levantamientos geolgicos de la superficie, anlisis de pozos, estratigrafa, sedimentologa y estudios ssmicos. Cuando es detectado un sistema hidrocarburfero, del cual forma parte la roca reservorio, se procede a perforar pozos exploratorios para determinar si existen hidrocarburos en la formacin.

Las rocas reservorio tambin conocidas como rocas productivas deben tener ciertas caractersticas para poder almacenar cantidades comerciales de hidrocarburos. Para determinar si una roca es una buena roca reservorio se deben considerar las siguientes caractersticas:

Tipo de roca (clasificacin) Capacidad para almacenar fluidos (porosidad) Capacidad de flujo (permeabilidad) Contenido de arcilla (reduccin de permeabilidad)

1.5.1 Tipo de roca

Dependiendo del tipo de roca reservorio el volumen de hidrocarburos atrapados puede variar. Existen diferentes tipos de rocas capaces de almacenar hidrocarburos, de todas estas las mas importantes son:

Arenisca (sandstone en Ingles) Caliza (limestone en Ingles)

6 An Introduction to Salt Caverns and their use for disposal of oil field wastes, U.S. Department of Energy, National Petroleum Technology Office, Septiembre 1999.


Dolomita o doloma (dolomite en Ingles) Arenisca

Las areniscas son rocas sedimentarias compuestas primordialmente de cuarzo y/o feldespato, dos de los minerales mas comunes en la corteza terrestre. El color de la arenisca es variable y depende del contenido mineralgico y de impurezas que tiene la roca, pero los colores mas comunes son el amarillo, caf, gris, rojo y blanco. La dureza de la arenisca vara de acuerdo al material que cementa los granos, entre los materiales que cementan estn: carbonato de calcio, xidos de hierro y slice.

Las areniscas son formadas generalmente en ocanos, ros y lagos, pero tambin son formadas en desiertos. En estos ambientes se van depositando los sedimentos por miles o millones de aos formando estratos. Con el tiempo estos estratos son sepultados debajo de varios estratos expuestos a presiones elevadas solidificando los estratos de sedimentos formando formaciones de areniscas.

Figura 1-4. Diagrama ternario para la clasificacin de areniscas.

El cuarzo es el principal componente de las areniscas por varias razones, entre estas estn:

El cuarzo es altamente resistente.


El cuarzo es qumicamente estable y con una solubilidad baja en agua. El feldespato es un mineral comn en rocas gneas y metamrficas pero en las areniscas solo existen en porcentajes de 10 a 15 %. Esto se debe a que el feldespato es menos estable que el cuarzo en condiciones cercanas a la superficie. Debido a esta inestabilidad en ambientes sedimentarios, los feldespatos presentes en las areniscas presentan seales de alteracin.

Los fragmentos de rocas lticos a diferencias del cuarzo son inestables en ambientes sedimentarios pero son una excelente fuente de informacin para determinar el origen de la roca arenisca que los contiene.

La porosidad en las areniscas se va reduciendo a medida que la profundidad se incrementa. La tasa a la cual se va reduciendo la porosidad de la roca depende del tipo de arenisca. Por ejemplo:

Las areniscas maduras conservan su porosidad de mejor manera que las areniscas inmaduras.

Las areniscas con granos distribuidos deficientemente (contenido de arcillas) tienden a compactarse mas rpidamente que las areniscas con granos distribuidos de forma mas eficiente.

Otros factores que afectan la porosidad de las areniscas son la presin y temperatura in-situ. Por ejemplo:

Gradientes geotrmicos elevados aceleran las reacciones diagenticas acelerando el proceso de cementacin, por lo tanto, cuando la temperatura se incrementa rpidamente a medida que la profundidad aumenta, la porosidad de las areniscas se reduce con mayor rapidez.

Presiones anormales en las formaciones pueden reducir la compactacin de sedimentos preservando la porosidad de la arenisca.

Caliza

La caliza es una roca sedimentaria compuesta primordialmente por calcita (carbonato de calcio, CaCO3). El origen de la mayor parte de la calcita existente en las calizas son organismos marinos. La caliza compone un 10 % del total de rocas sedimentarias existentes en la corteza terrestre. El color de las calizas puras o con grado de pureza elevado es blanco, si la piedra contiene impurezas tales como arcillas, arenas, restos orgnicos, xidos de hierro y otros materiales, las calizas pueden presentar colores diferentes al blanco.


Figura 1-5. Curvas de porosidad versus profundidad para calizas y dolomitas.

Dolomita (doloma)

El nombre de dolomita es utilizado para nombrar a un tipo de roca y tambin a un mineral, tambin es conocido como doloma. Este tipo de roca es una de las mas comunes para formar reservorios de petrleo y gas natural. Esta es una roca sedimentaria de origen qumico cuya composicin qumica es carbonato de calcio y magnesio. Inicialmente era confundida con la roca caliza pero en el siglo XVIII el gelogo francs Dolomieu distingui los dos tipos de roca. La doloma debe contener como mnimo un 50% de dolomita (el mineral), de lo contrario es una caliza dolomtica.


Dos razones por las cuales estas rocas forman buenos reservorios son: las dolomas forman formaciones porosas y se presentan en capas o estratos de grosor considerable que se extienden por cientos de metros, tambin pueden formar macizos como por ejemplo los Alpes Dolomticos.

1.5.2 Capacidad de almacenar fluidos

La capacidad de almacenar fluidos o el espacio disponible en las rocas para que se acumulen el petrleo o gas natural esta determinado por la porosidad. La porosidad es de gran importancia en los clculos de reservas de petrleo crudo y gas natural; y las reservas probadas son uno de los factores que determinan el valor de las empresas petrolera.

La porosidad de una roca esta definida por la siguiente ecuacin:

p

T

V= =

Volumen total de la roca V Volumen de poros

( )P T gV = V V Donde:

Vp = Volumen de los poros

VT = Volumen total

Vg = Volumen de los granos de la roca

La porosidad de las rocas puede relacionarse con el tipo de roca. Por ejemplo, las rocas sedimentarias tienen mayor porosidad que las rocas gneas o metamrficas. Esta es una de las razones por las que las exploraciones petroleras generalmente se llevan a cabo en cuencas sedimentarias. La porosidad en rocas sedimentarias es dependiente de: tamao de los granos, forma de los granos, distribucin del tamao de granos y grado de cementacin.

1.5.3 Capacidad de flujo

La capacidad de flujo se refiere a una propiedad de las rocas conocida como permeabilidad. La permeabilidad es una propiedad de la roca que permite determinar la capacidad que tiene la roca para dejar fluir fluidos a travs de la misma. La permeabilidad fue introducida por el francs H. Darcy que estudio el flujo de agua en un medio poroso y el cual es considerado el primer ingeniero de


reservorios experimental. La Ley de Darcy para flujo horizontal en forma de ecuacin se representa de la siguiente forma:

= k A P

Q L

i ii

Esta Ley muestra de relacin entre la permeabilidad del medio poroso y el caudal de fluidos. El caudal de fluidos es uno de los factores determinantes de las ganancias que puede proporcionar un campo petrolero. Por lo tanto, la permeabilidad es una de las propiedades mas importantes del reservorio y los ingenieros pasan considerable tiempo determinando su permeabilidad.

1.6 Temperatura de un reservorio

La medicin de la temperatura del subsuelo en sus inicios fue realizada para la industria de la minera. El propsito de estas mediciones era determinar gradientes geotrmicos de las zonas mineras para establecer lmites seguros para los trabajadores. Estas mediciones fueron realizadas a profundidades reducidas, con el desarrollo de la industria petrolera se permiti mediciones de temperatura a grandes profundidades. Adems, el desarrollo de termmetros elctricos mejoro la precisin de las mediciones. El primero en introducir una evaluacin de temperatura en la industria fue Schlumberger utilizando equipos de medicin continua en los aos 1930s. Estas evaluaciones de temperatura tuvieron diferentes usos en las etapas de diseo de pozos, reparacin de pozos y produccin. La utilizacin de registros de temperatura se hizo comn a partir de la publicacin de Hubert Guyod en 1946 donde se presentaron teoras y varios usos de los registros de temperatura.7

La temperatura de las formaciones se incrementa a medida que se incrementa la profundidad y la temperatura de un reservorio de petrleo crudo o gas natural es variable segn las coordenadas de la seccin del reservorio; existe una variacin de temperatura cuando se producen los fluidos del reservorio. Sin embargo, en la mayora de los estudios de reservorios se considera que la temperatura promedio del reservorio es constante. Esta consideracin se la realiza asumiendo que el cambio de temperatura sufrido en el reservorio debido a la extraccin de fluidos es reestablecida por la temperatura del entorno que rodea al reservorio. Por lo tanto, en los clculos de balance de materia y otros, generalmente se asume que el reservorio es un sistema isotrmico.

La consideracin explicada anteriormente no es aplicable cuando se utilizan algunos mtodos de recuperacin mejorada, como por ejemplo la inyeccin de vapor en el reservorio. Este mtodo de recuperacin mejorada esta en la categora

7 Prensky, S.: Temperature Measurements in Boreholes: An Overview of Engineering and Science Applications, U.S. Geological Survey, Denver, Colorado, 1992.


de EOR termal, esto quiere decir que durante esta etapa de la produccin de crudo se incrementa la temperatura del reservorio para mejorar las produccin. Otro mtodo de EOR de esta categora es la combustin in-situ.

La determinacin correcta de la temperatura de la formacin o formaciones productoras es importante en la explotacin de hidrocarburos por que tiene efectos en diversas etapas, por ejemplo, la temperatura puede influir en las siguientes etapas:

Perforacin de pozos Anlisis de registros Produccin de fluidos

1.6.1 Conductividad trmica

La conductividad trmica es una propiedad fsica de las rocas y fluidos que vara dependiendo de la composicin de la roca y/o el tipo de fluido que esta tiene en sus poros. Esta propiedad permite determinar la capacidad de las rocas o fluidos de dejar pasar calor. En otras palabras, la conductividad trmica es la capacidad de los elementos de transferir el movimiento cintico de sus molculas a sus propias molculas adyacentes o a otros elementos con los que esta en contacto o estn cercanos.

La expresin que describe la transmisin de calor es conocida como Ley de Fourier y es descrita por la siguiente ecuacin:

dQ dT = K A

dt dxi

Donde:

dQ/dt: tasa de transferencia de calor

K: coeficiente de conductividad trmica

A: rea perpendicular a la direccin del flujo

dT/dx: gradiente de temperatura

La conductividad trmica de las formaciones generalmente es medida a partir de muestras de ncleo, cortaduras extradas del pozo o registros de pozos. La


conductividad trmica medida en las muestras de ncleo y cortaduras se realiza en un laboratorio, mientras que la medicin de los registros es in-situ.

Las mediciones en laboratorio pueden llevarse a cabo mediante dos mtodos:

Mtodo de Searles bar Mtodo de sondeo de aguja (needle probe en Ingles)

1.6.2 Importancia de la temperatura en la perforacin y produccin

La medicin de la temperatura durante las etapas de perforacin y produccin es altamente importante por que puede afectar diversos trabajos que se realizan durante estas etapas. A continuacin se describe el uso de los datos de temperatura en diversos trabajos o fases de la perforacin de un pozo y produccin de fluidos de un reservorio.

Cementacin de tuberas de revestimiento despus del posicionamiento de la tubera de revestimiento en el pozo, se procede con su cementacin. La cementacin es un proceso exotrmico que produce una anomala trmica, por lo tanto es necesario conocer la temperatura de la formacin para disear un trabajo de cementacin correcto. Adems, los datos de temperatura son utilizados para: disear las lechadas de cemento, localizar la profundidad de las zonas cementadas y para detectar canales o grietas en el cemento.

Diseo de la terminacin de pozo los datos de temperatura son utilizados para determinar la estabilidad de los tubulares (tuberas de perforacin, tuberas de revestimiento y tuberas de produccin), esto con el objetivo de evitar la flexin de los tubulares debido a esfuerzos termales. Tambin se requiere conocer la temperatura de las formaciones para disear los obturadores de empaque (packers en Ingles), cabezales de pozo y equipo de produccin.

Evaluacin de fracturas y estimulacin de pozos con los datos de temperatura se puede localizar fracturas naturales de las formaciones y tambin se pueden evaluar fracturas creadas artificialmente para mejorar la produccin de fluidos. Este ltimo se logra mediante el anlisis de los datos de temperatura antes y despus del tratamiento de fractura; al comparar los datos antes y despus del tratamiento se presenta una anomala producida por el contraste en temperatura del fluido inyectado para el trabajo de fractura y el fluido de la formacin. La estimulacin de pozos mediante tratamiento con cido tambin puede ser evaluada con los datos de temperatura. La reaccin que ocurre entre el cido inyectado y la


formacin es una reaccin exotrmica, por lo tanto se genera una anomala trmica. Estas anomalas trmicas pueden ser analizadas en los datos de temperatura por lo que se puede realizar una evaluacin del trabajo de acidificacin.

Produccin de fluidos los fluidos que ingresan en el pozo durante la etapa de produccin hace que la temperatura en los tubulares vari. Por ejemplo, los fluidos que se mueven del reservorio hacia los pozos productores tienen mayor temperatura que los fluidos que se inyectan por los pozos inyectores. Luego, el gas natural que se produce por los pozos presenta una reduccin de temperatura debido a la expansin del gas natural, la cual se debe a la reduccin de presin. Por el contrario, el gas natural que se suele inyectar en reservorios de crudo para mantener la presin del reservorio causa un incremento de temperatura debido a la compresin. Todos estos cambios de temperatura ayudan a determinar las profundidades donde se producen e inyectan fluidos y deteccin de fugas en la tubera de revestimiento.

1.6.3 Registros de pozos y temperatura

La determinacin de la temperatura de la formacin productora es importante en el anlisis de registros de pozos, por que la resistividad del lodo de perforacin, lodo que invade la formacin y agua existente en la formacin vara en funcin a la temperatura. Por esta y otras razones mencionadas anteriormente es comn realizar registros de temperatura (temperature logging en Ingles) en el pozo.

Existen diversos sistemas para obtener registros de temperatura, entre estos estn:

Sistema de lnea elctrica este sistema tiene una conexin elctrica con la superficie y permite tomar lecturas continuas de la temperatura del pozo, el factor que limita este tipo de sistema es el lmite de temperatura que puede soportar el cable elctrico.

Sistema computarizado de censores de temperatura este tipo de sistema fue desarrollado a finales de los aos 1980s. El equipo esta compuesto por censores, bateras y una computadora, todas localizadas en un contenedor aislado. Este equipo se baja por el pozo mediante un cable slido (slick-line en Ingles).

Sistema de censores de temperatura de fibra ptica distribuida (DTS por sus siglas en Ingles) este sistema es el mas nuevo y se basa en el efecto de dispersin estimulada de Raman en fibra ptica. Mediante la determinacin de la intensidad de la dispersin de luz versus tiempo, la temperatura de toda la longitud de la fibra ptica puede ser determinada.


La ventaja mas notoria de este sistema es la posibilidad de medir la temperatura del pozo de forma continua e instantnea, lo que hace que el sistema DTS sea perfecto para monitorear el pozo en condiciones dinmicas.8

Todos los equipos permiten producir registros de temperatura versus profundidad y gradientes de temperatura versus profundidad.

Luego de determinar la temperatura de la formacin, se utilizan una grfica o ecuaciones para corregir la resistividad de los diferentes fluidos a la temperatura real de la formacin. La ecuacin de Arp es una aproximacin del diagrama utilizado para corregir la resistividad, la ecuacin de Arp es la siguiente:

[ ][ ]

temp o

TF

f

R T + 6,77R = ; Profundidad en pies y temperatura en F

T + 6,77

[ ][ ]

temp o

TF

f

R T + 21,0R = ; Profundidad en metros y temperatura en C

T + 21,0

[

Donde:

RTF: resistividad a temperatura de formacin

Rtemp: resistividad a temperatura diferente de la temperatura de formacin

T: temperatura a la cual la resistividad fue medida

Tf: temperatura de formacin

Problema 1-1. Determinar la verdadera resistividad del agua de una formacin que tiene una temperatura de 166 F. El agua de la formacin registro una resistividad de 0,04 ohm-m a una temperatura de 70 F.

Solucin

][ ]

[ ][ ]

temp

TF

f

R T + 6,77 0,04 70 + 6,77R = = = 0,018 ohm-m

T + 6,77 166 + 6,77

8 Wisian, K.W., Blackwell, D.D., Bellani, S., Henfling, J.A., Normann, A., Lysne, P.C., Frster, A y Schrtter, J.: How Hot Is It? A Comparison of Advanced Technology Temperature Logging Systems, Geothermal Resource Council Transaction, pag. 1-2, 1996.


1.6.4 Determinacin de la temperatura

La temperatura de una formacin puede ser determinada conociendo las siguientes variables: profundidad de la formacin, temperatura en el fondo del pozo (BHT), profundidad total del pozo (TD) y la temperatura en la superficie. Para obtener una ecuacin que ayude a calcular la temperatura a diferentes profundidades se parte de la ecuacin de Fourier.

dQ dT = K A

dt dxi

La transferencia de calor que se da en la tierra desde el centro hacia la superficie es constante en un rea determinada y no depende del factor tiempo, por lo tanto la ecuacin de Fourier para la transferencia de calor a travs de estratos puede tomar la siguiente forma:

dQdt = Constante =

AC

Reemplazando en la ecuacin de Fourier tenemos:

dTK = C

dx

Ordenando la ecuacin y luego integrando se tiene:

2 2

1 1

T D

T D

C CdT = dx dT = dx

K K

[ ]2 1 2 1CT T = D DK

En esta ecuacin la temperatura con subndice 1 es la temperatura de la superficie a una profundidad D1 y la temperatura con subndice 2 es la temperatura de cualquier estrato a una profundidad D2. Si se reemplaza la diferencian entre D2 y D1 por D se tiene:

f o

CT = T + D

K


Del anlisis anterior se tiene que:

G

C = = g

dx dx K

f o GT = T + g D

dT dTK = C

Reemplazando

Donde:

Tf: temperatura de la formacin

To: temperatura de la superficie

gG: gradiente de temperatura

D: profundidad de la formacin

Las unidades de las diferentes variables de la ecuacin generalmente varan de acuerdo a las unidades del gradiente de temperatura, el cual tiene comnmente las siguientes unidades: F/ft o C/m. El gradiente de temperatura de algunos tipos de rocas se presenta en la siguiente tabla.

Tabla 1-4. Gradientes de temperatura para diferentes tipos de roca.

Tipo de roca Gradiente de temperatura Arenisca (Sandstone) 1,2 F/100 pies Caliza (Limestone) 0,9 F/100 pies

Lutita (Shale) 1,9 F/100 pies

Problema 1-2. Determinar la temperatura de la formacin productora A que se encuentra a una profundidad de 2500 pies. La temperatura de la superficie es 60 F, adems, la temperatura de la formacin productora B, cuya profundidad es 2850 pies, es de 77,1 F.

Solucin

Para la formacin B

F o GT = T + g D

o o

G77,1 F = 60 F + g 2850 ft i


o o o o 60 F F F

= 0,006 = 0,6 ft ft 100 ft

G

77,1 Fg =

2850

Para la formacin A

o FoA

oT = 60 F + 0,006 2500 ft = ft

75 Fi

Figura 1-6. Cambio de temperatura segn el tipo de roca.


TEMA N 2

ESTIMACIONES VOLUMTRICAS

2.1 Introduccin

Muchos ingenieros petroleros pasan su vida profesional estimando reservas de petrleo y gas natural, adems de mejorar los mtodos para estimar estas reservas. El nivel de confidencia y las tcnicas a ser aplicadas por el ingeniero en la estimacin de reservas depende de la cantidad de informacin disponible sobre el reservorio. Otro factor que afectan los clculos es la calidad de la informacin obtenida. La estimacin de crudo original en-sitio o el gas natural original en-sitio requiere de varios tipos de estudios, como por ejemplo: mapas geolgicos, estudios ssmicos, registros de pozos, muestras de ncleo, muestras de fluidos, datos de produccin. Despus de estimar el volumen de crudo y/o gas natural que contiene el reservorio, el siguiente paso es determinar el porcentaje del OOIP o OGIP que puede ser extrado del reservorio. Una vez determinados los volmenes que se pueden extraer se puede determinar el valor econmico del reservorio.

Las estimaciones volumtricas de los reservorios tanto de petrleo crudo como de gas natural se pueden realizar por dos mtodos, uno directo y otro indirecto. Ambos mtodos son probabilsticos, estos mtodos son:

1. Mtodos volumtricos (directo)

2. Mtodos por medio de balance de materia (indirecto)

El mtodo para calcular volmenes de petrleo crudo y gas natural por medio de balance de materia esta fuera del objetivo de la materia de petrofsica, este mtodo se vera en detalle en la materia de reservorios.

2.1.1 Mtodos volumtricos

Los mtodos volumtricos calculan las reservas de petrleo crudo y gas natural utilizando las siguientes ecuaciones:

R oiOOIP = V S i i


OGIP R gi = V S i i Donde:

OOIP: crudo original en-sitio

OGIP: gas natural original en-sitio

VR: volumen total del reservorio

Soi: saturacin de crudo inicial

Sgi: saturacin de gas natural inicial

: porosidad Estas ecuaciones calculan las reservas de hidrocarburos en condiciones de reservorio, para calcular las reservas en condiciones Standard o en la superficie se introduce el factor de volumen de crudo y el factor de volumen de gas natural para reservas de petrleo crudo y gas natural respectivamente. Entonces, las ecuaciones para estimar las reservas en la superficie son:

R oi

oi

V S OOIP (ST) =

Bi i

R gi

gi

V S OGIP (STP) =

B

i i

Donde:

ST: stock tank (tanque de almacenamiento)

STP: temperatura y presin Standard

Boi: factor de volumen de petrleo inicial

Bgi: factor de volumen de gas inicial

El mtodo volumtrico para clculo de reservas hace uso de mapas geolgico conformados a partir de informacin obtenida de pozos y estudios ssmicos. Los mapas geolgicos son creados con ayuda de programas de computadora que


generan la estructura de las formaciones que contienen hidrocarburos. Los mapas generados por computadora ayudan a estimar el volumen total del reservorio.

Adems del volumen total del reservorio es necesario estimar el valor de la porosidad y saturacin de fluidos en el reservorio. Estas propiedades son estimadas a partir de de pruebas de Logging, estudios de muestras de ncleo y recientemente se esta introduciendo la estimacin de porosidad a partir de los estudios ssmicos. Una vez estimados los volmenes de petrleo crudo y gas natural en-sitio, se procede a determinar los volmenes de crudo y gas natural en condiciones Standard. Esto se realiza mediante un anlisis de relaciones donde intervienen la presin, temperatura y volumen de fluidos, adems, se utilizan correlaciones Standard en la industria petrolera.

La cantidad de petrleo crudo y gas natural que puede ser recuperada del reservorio es estimada analizando informacin sobre el mecanismo de empuje del reservorio. Otros factores que intervienen en este anlisis son: espaciamiento de los pozos productores e inyectores, factores de recuperacin anlogos y ecuaciones aceptadas por la American Petroleum Institute que ayudan a estimar factores de recuperacin

El mtodo volumtrico proporciona una estimacin del volumen de hidrocarburos por medio de una medida esttica de los fluidos. La precisin de este mtodo depende de:

Porosidad Grosor neto de la o las formaciones productoras Extensin del reservorio Saturaciones de fluidos almacenados en el reservorio (petrleo crudo, gas

natural y agua).

La correcta estimacin de estos parmetros permitir que las reservas hidrocarburferas sean estimadas con mayor precisin.

2.1.2 Mtodos de balance de materia

La base para los clculos utilizados en este mtodo es la Ley de la conservacin de masa. Este mtodo realiza un conteo del material que entra y sale del sistema o reservorio. Los clculos se realizan como si el reservorio fuera un tanque lleno de material y se utilizan variables que pueden ser medidas para estimar el material que no puede ser medido directamente. Algunas de las variables que se pueden medir son: produccin cumulativa de fluidos como petrleo crudo, gas natural y agua, presiones de reservorio y las propiedades de los fluidos que se producen del reservorio.


La aplicacin de este mtodo tiene diferentes propsitos. El mtodo de balance de materia proporciona un mtodo independiente para estimar los volmenes de crudo, gas natural y agua que se tienen en el reservorio, de modo que se puede comparar con los volmenes estimados por el mtodo volumtrico. Los clculos tambin pueden ser utilizados para predecir el rendimiento futuro del reservorio y ayudar a estimar la eficiencia de la recuperacin acumulativa. Por lo tanto, el mtodo proporcionan una medicin dinmica de los volmenes de hidrocarburos y la forma de la ecuacin de balance de materia depende principalmente del contenido del reservorio, esto quiere decir que la ecuacin variara dependiendo si el reservorio contiene mayormente petrleo crudo o es una reservorios de gas natural. Cada uno de los casos

petrofísica y fluidos de reservorios (febrero-2015)

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