28 enero 2009

Sistema petrolífero
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Un sistema petrolífero es un sistema natural que comprende un volumen de roca fuente madura de hidrocarburos así como todo el petróleo y gas generado de dicha roca y que está presente en acumulaciones comerciales y no comerciales.


Antes de continuar hablando del sistema petrolífero, cabe destacar que según la teoría orgánica, origen de los hidrocarburos está relacionado con las grandes cantidades de compuestos orgánicos. El petróleo y el gas natural se han formado por la transformación de la materia orgánica vegetal y animal, cuya estructura molecular ha sufrido alteraciones por efecto de altas temperaturas, acción de bacterias y microorganismos, altas presiones en el subsuelo y otros agentes a lo largo de millones de años. Esta teoría es la más aceptada actualmente.



Fig. 1 Depositación de la materia orgánica.

Un sistema petrolífero consta de los siguientes elementos: roca madre, roca reservorio, trampa y roca sello.
  • Roca madre: Es una roca sedimentaria que puede generar acumulaciones de hidrocarburos. La roca madre necesita haber estado sometida a un calentamiento durante un lapso de tiempo geológico para alcanzar madurez termal para generar los hidrocarburos.
  • Roca reservorio: Es un tipo de roca cuya porosidad es tal que puede albergar volúmenes importantes de hidrocarburos. Al mismo tiempo esta roca debe tener una buena “permeabilidad”, definida geometría e interconexión de las gargantas porales de la roca, y es función de la viscosidad y tipo de hidrocarburo que las atraviesa. La permeabilidad controlará la eficiencia de la extracción de los hidrocarburos en el reservorio. Una permeabilidad alta producirá un buen drenaje de los hidrocarburos desde el yacimiento hacia la superficie, mientras que una baja permeabilidad dificultará su extracción.
  • Trampa: Estructura geológica donde ocurre la acumulación y preservación del crudo y el gas generado por una o más rocas fuentes en el tiempo. En un comienzo los mantos sedimentarios se depositaron en sentido horizontal. Pero a lo largo del tiempo geológico, los movimientos y cambios violentos que han sacudido a la corteza terrestre pueden variar su geometría, generando pliegues (curvaturas) y fallas que deforman significativamente estos mantos sedimentarios generando anticlinales, fallas, domos salinos, etc. Dentro de estos mantos deformados pueden haber rocas reservorio que al poseer una geometría abovedada que haga que los hidrocarburos que alcanzaron la misma no puedan escapar y sean retenidos.
  • Roca sello: Capa relativamente impermeable que impide que los fluidos sigan migrando una vez que constituyen el yacimiento. Es una unidad litológica cuya porosidad y permeabilidad es tan baja que la presión de flotabilidad de los hidrocarburos no puede producir la invasión de sus espacios porales, y por lo tanto inhiben la migración secundaria a través de los mismos. Estos sellos están confinando la trampa y evitan que el hidrocarburo alojado en la misma pueda escaparse.


En el sitema petrolífero existen procesos esenciales que junto a los elementos que lo conforman, deben ser puestos correctamente en el tiempo y en el espacio de manera que la materia orgánica incluida en una roca madre pueda ser convertida en una acumulación de petróleo. Estos procesos esenciales son:



Fig. 2 Migración de hidrocarburos.

  • Formación de las trampas: incluyen todos los procesos que producen la disposición geométrica favorable para que el petróleo quede acumulado y atrapado en ellas.

  • Generación de hidrocarburos: proceso mediante el cual la materia orgánica contenida en la roca madre es convertida en hidrocarburos por la acción del aumento de temperatura y del tiempo.

  • Migración: Movimiento de hidrocarburos de la roca madre a la roca recipiente, siguiendo vías de porosidad y permeabilidad que permitan su movimiento.
  • Acumulación de hidrocarburos en las trampas.



Fuente:

http://gis.esri.com/library/userconf/latinproc95/icp.pdf, http://www.gl.fcen.uba.ar/materias/electivas/geo_combustibles/geo_combustibles.pps#260,5,Diapositiva 5,

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26 enero 2009

Yacimientos con presiones anormales
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Como es conocido, la presión es el motor impulsor de la producción y su medición es esencial para optimizar la recuperación de hidrocarburos; por lo tanto, todo fenómeno relacionado con ella, es de interés en el mundo petrolero. Un fenómeno derivado de esta es el de los yacimientos sobrepresionados o las presiones anormales en los yacimientos.
La identificación y estimación del perfil de presión, a lo largo del campo que se desea perforar a través de un pozo, es una de las actividades claves a ser realizada durante la fase de su diseño, ya que esto permite minimizar los riesgos durante la perforación y definir las profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento, con un menor nivel de incertidumbre, lo cual se traduce en ahorro de tiempo y dinero.
Los métodos para la estimación del perfil de presión, antes de la perforación, son obtenidos por datos de registros geofísicos de pozos perforados en las cercanías o de información sísmica, y su evaluación están basados en la tasa de compactación de las arcillas. El nivel de compactación de las arcillas tienen una respuesta específica sobre la porosidad, resistividad, densidad y tiempo de tránsito (tiempo que tarda una onda en atravesar un pie de la formación).
Las formaciones de presión normal generalmente poseen una presión de poro equivalente a la presión hidrostática del agua intersticial. En las cuencas sedimentarias, el agua intersticial normalmente posee una densidad de 1,073 kg/m3 [8.95 lbm/galón americano], lo que establece un gradiente de presión normal de 0.465 lpc/pie [10.5 kPa/m]. La desviación significativa con respecto a esta presión hidrostática normal se conoce como presión anormal.
Las presiones superiores o inferiores al gradiente normal pueden ser perjudiciales para el proceso de perforación.
La identificación de zonas de geopresión, se basa de información obtenida de pozos perforados y de datos sísmicos, la cual requiere ser integrada dentro de un modelo geológico coherente, ya que la misma se ve afectada por elementos y procesos geológicos, siendo determinante en el diseño en el pozo, especialmente en las profundidades de asentamientos de las tuberías de revestimientos.
Inicialmente, los sedimentos (que posteriormente darán origen al petróleo) depositados en las desembocaduras de los ríos, se encuentran en un estado poco consolidado y no muy compactado, y en consecuencia poseen una porosidad y una permeabilidad relativamente altas. Con el tiempo y la compactación, conforme se deposita más sedimento, el agua connata procedente de los ríos y que se encuentra presente en los poros, se mueve con mayor dificultad y el contacto entre los granos soporta una carga sedimentaria cada vez más grande, lo que origina una reducción en la porosidad. Si existe un conducto para que el agua salga, se mantiene el equilibrio en los espacios porosos.
A medida que el petróleo y el gas migran en dirección ascendente, quedan entrampados habitualmente debajo de las capas de baja permeabilidad o los sellos. Estos sellos pueden estar constituidos por diversos tipos de rocas, incluyendo lutitas, lutitas calcáreas, areniscas bien cementadas, ceniza volcánica litificada, anhidrita y sal.
La alta tasa de sedimentación en una cuenca es responsable de la presencia de estas lutitas (y otros minerales) subcompactadas; en este proceso de subcompactación, donde no se ha permitido el paso del flujo del fluido hacia niveles superiores, el fluido atrapado en el espacio poroso, soporta parte de la sobrecarga ejercida por los sedimentos mas recientes, generando la sobrepresión o geopresión.
La zona de geopresión es afectada tanto en magnitud, posición y configuración actual, por elementos o procesos geológicos, tanto estratigráficos (cambio de facies) como estructurales (fallas).
Causas de la presión anormal: el origen de estas presiones no se conoce en forma exhaustiva, el desarrollo de la presión anormal se atribuye normalmente a los efectos de la compactación, la actividad diagenética, la densidad diferencial y la migración de los fluidos. La presión anormal implica el desarrollo tanto de acciones físicas como de acciones químicas en el interior de la Tierra.
Las condiciones de presión subnormales se generan frecuentemente cuando la cota de superficie de un pozo es mucho más elevada que la capa freática del subsuelo o el nivel del mar.
Las presiones anormalmente bajas también se observan con frecuencia en los yacimientos agotados. Se trata de yacimientos cuya presión original ha sido reducida como resultado de la producción o de pérdidas. El fenómeno de agotamiento no es inusual en los yacimientos maduros en los que se han producido volúmenes significativos de petróleo y gas sin la implementación de programas de inyección de agua o de mantenimiento de la presión. Por el contrario, las presiones anormalmente altas son características de la mayoría de las regiones productoras de petróleo. Las sobrepresiones anormales siempre involucran una zona particular que se sella o aisla. La magnitud de la sobrepresión depende de la estructura, el ambiente sedimentario y los procesos y tasa de sedimentación.
Otra de las causas de la presión anormalmente alta es el levantamiento geológico y el desplazamiento de una formación, que reubica físicamente una formación de presión más alta, trasladándola de una profundidad a otra. Cuando una zona de presión previamente normal, situada a gran profundidad, es desplazada por la actividad tectónica hacia una profundidad más somera permaneciendo intactos los sellos, la presión resultante será anormalmente alta.

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25 enero 2009

Cálculo de reservas de hidrocarburos
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La estimación de las cantidades de crudo y gas originales en sitio, POES Y GOES respectivamente, es realizado a través de la ingeniería de reservas la cual es una rama de la ingeniería de petróleo. Esta se apoya en técnicas probabilísticas y de cálculos matemáticos y físicos con lo cual se ha logrado alcanzar métodos de alta fiabilidad que permiten estimar y predecir los comportamientos del yaciemiento durante la producción y/o incluso antes de ella.
Métodos usados para los cálculos de reservas de petróleo: los datos geológicos y físicos de un yacimiento para el momento en que este es descubierto, no son necesariamente conocidos por lo tanto es necesario idear un plan que permita de forma redituable, la explotación del yacimiento teniendo así el mayor margen de recobro posible.


Entre los métodos más importantes para estos cálculos son:

  • Método por analogía: este es utilizado principalmente en la etapa exploratoria, cuando se descubren yacimientos de los cuales no se dispone información apropiada y se requiere estimar el volumen de petróleo en sitio y reservas para tener una idea de su potencialidad, el mismo toma en consideraciones las características similares existentes con los yacimientos que se encuentran cercanos al de interés además de la información que aporta una comparación entre pozos.
  • Método volúmetrico: este es empleado en las etapas iniciales donde se empieza a conocer el campo o yacimiento, se fundamenta en la estimación de las propiedades petrofísicas de la roca y de los fluidos que se encuentrane en el yaciemiento aún cuando no se ha empezado a producir. Este es uno de los métodos más utilizado comúmente.

Para el cálculo de POES, se deben tomar en cuenta ciertos parámetros que permiten mejorar la estimación e reservas de hidrocarburos, ya que los mismos contribuyen de manera directa a una mayor exactitud de estos cálculos.

Estos parámetros pueden ser:

-Determinación del volumen de roca.

-Determinación de la porosidad promedio.

-Eficiencia de recobro o factor de recobro.

  • Métodos basados en el análisis del comportamiento de yacimientos:

-Balance de materiales: se fundamenta en la premisa que dice que el voumen poroso de un yacimiento permanece constante o cambia de una manera pronosticable cuano la presión del yacimiento disminuye como consecuencia de la producción de fluidos, como el olumen poroso permanece constante esto está indicando que los fluios remanentes en el yacimiento se están expandiendo, ocupando así el volumen dejado por la salida de los fluidos producidos, también permite conocer el comportamiento de los fluidos dentro del yacimiento.

-Análisis de curvas de declinación de producción: se define como la declinación de un pozo mediante la disminución progresiva y continua de su producción partiendo de su valor máximo inicial.

-Análisis del mecanism0: Una vez analizada y comprendida la historia de la declinación histórica en téminos de los mecanismos, es posible inclusive ajustar los pronósticos o extrapolación futura para acomodar cambios posibles en condiciones operacionales.

-Factor o grado de agotamiento: Es un dato que permite relacionar presiones iniciales y finales dentro del yacimiento y así poder determinar cual será la presión de abandono en que se detendrá la producción.

-Análisis estadístico: es otra forma de realizar un análisis de declinación de producción (tasa versus tiempo o versus producción acumulada).

-Método de simulación y modelación computarizada de yacimientos: es utilizado como herramienta fundamental de ecuaciones y aspectos físicos relacionados con el método volumétrico y de balanceo de materiales.

-Método probabilístico para la determinación de reservas: se basa en la revisión de datos geológicos, ingenieriles y económicos de un campo que se encuentra parcialmente perforado.

Clasificación de las reservas de hidrocarburos

Para la clasificación de las reservas se toman en cuenta ciertas consideraciones de manera que se pueda establecer un sistema de clasificación aceptado por la mayoría de los países, estas se dividen en generales, físicas y económicas, siendo estas últimas, clasificadas de la siguiente manera:

  • Según el grado de certeza: reservas probadas, reservas probables y reservas posibles
  • Según la energía del yacimiento: reservas primarias y reservas secundarias.
  • Según el estado de desarrollo: reservas desarrolladas productoras y reservas desarrolladas no productoras.

Fuente: tema de exposición de introducción a la ingeniería de petróleo, año 2007/semestre III

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Geometría de los yacimientos
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La orientación y forma física de un yacimiento pueden influir seriamente en la productividad del mismo. Como se sabe, este es un tema de suma importancia en la industria petrolera y que representa grandes esfuerzos y preocupaciones en ella, de allí, la importancia del tema de la geometría de los yacimientos.

En las últimas décadas se ha desarrollado enormemente la búsqueda de yacimientos bajo el mar, los cuales, si bien tienen similares características que los terrestres en cuanto a estructura de las bolsas, presentan muchas mayores dificultades a la hora de su localización y, por añadidura, de su explotación.

En la naturaleza se puede presentar una gran variedad de formas, tamaños y orientaciones en los yacimientos. De igual forma es posible tener una combinación de las diferentes geometrías. Estos pueden ser anchos o estrechos, espesos o delgados, grandes o pequeños.

Sus configuraciones varían desde una simple forma de lente hasta algunas excesivamente complejas.

La mayoría de las rocas que conforman los yacimientos supuestamente se acomodaron en capas como si fueran sábanas o pastelillos. Sus características físicas, por lo tanto, tienden a ser muy diferentes y con direeciones distintas, lo que se conoce como anisotropía. Esta falta de uniformidad es una consideración muy importante en la ingeniería de yacimientos y en el diseño de explotación.

Existen varios tipos de estructuras subterráneas donde se pueden encontrar yacimientos de petróleo: trampas estratigráficas, estructurales (anticlinales, fallas, domos salinos), mixtas, etc.


- Estratigráficas: lentes de arena donde el petróleo se encuentra impregnado entre los granos (poros). Estos lentes se encuentran rodeados por material impermeable que actúa como Roca Sello.


-Estructural: responden a fractura, fallamiento donde se desplaza un bloque respecto del otro, y a domos de sal y anticlinales. El petróleo se acumula en los laterales de la falla y en la cresta de los pliegues.

  • Anticlinal: Yacimiento formado en un plegamiento de las capas superiores de las rocas similar a un arco en forma de domo. Los anticlinales son excelentes para perforación puesto que el crudo en los depósitos se elevará en forma natural al punto más alto de la estructura, en virtud de que tiene una gravedad específica menor que la del agua.
  • Fallas: es una discontinuidad que se forma en las rocas superficiales de la Tierra (hasta unos 200 km de profundidad) por fractura, cuando las fuerzas tectónicas superan la resistencia de las rocas. La zona de ruptura tiene una superficie generalmente bien definida denominada plano de falla y su formación va acompañada de un deslizamiento de las rocas tangencial a este plano.
  • Domos de sal: Son estructuras geológicas intrusivas, formadas por masas de evaporitas (sales, anhidrita y yeso) que, procedentes de niveles estratigráficos muy plásticos sometidos a gran presión, ascienden por las capas sedimentarias de la corteza terrestre, atravesándolas y deformándolas, en un lento proceso medible en millones de años que se conoce como diapirismo. Se denominan domos salinos cuando las masas de sales deforman los sedimentos suprayacentes pero no llegan a intruírlos.

-Trampa mixta: combinación de trampa estratigráfica y trampa estructural.

Fig. 1 Trampa estructural

En general, la permeabilidad de dichas formaciones es mucho más alta en la dirección paralela que en la dirección perpendicular a las capas, y a las permeabilidades de las diferentes capas también pueden variar en alto grado.

Los yacimientos que no se originaron en forma de capas de granos depositados no se ajustan a este modelo laminar de anisotropía. Las rocas de carbonato que originalmente conformaban arrecifes, rocas sometidas a una fracturación muy grande o rocas con una porosidad muy amplia son algunos ejemplos.

Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Trampa_petrol%C3%ADfera, Principios/Aplicaciones de la Interpretación de Registros.

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18 enero 2009

Descripción de yacimientos característicos para cada cuenca sedimentaria de Venezuela
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A continuación se realiza una breve descripción sobre geología de producción, petrofísica e ingeniería de yacimientos de los reservorios más representativos por región en el país.

1.- Yacimiento: Formación Lagunillas, Campo: Tía Juana.

El campo Tía Juana está ubicado entre las ciudades de Cabimas y Lagunillas en la parte septentrional de la costa oriental del Lago de Maracaibo Se encuentra dividido en dos campos: Tía Juana Principal y Tía Juana Este, en los cuales se reparten áreas para 18 proyectos térmicos (17 de inyección alterna de vapor y uno de inyección continua de vapor). Desde el punto de vista del yacimiento, el campo es una acumulación de petróleo pesado (POES mayor de 11.000 MMbn) que cubre una superficie de más de 39.000 acres, donde se han perforado cerca de 2700 pozos, de los cuales más de 1800 todavía se encuentran activos.

Geología

a) Estructura
Estructuralmente, el campo Tía Juana está constituido por un monoclinal de rumbo noroeste-sureste con un buzamiento promedio suave de 4 a 6 grados hacia el suroeste. Las fallas que lo cruzan son de direcciones normales y desplazamientos variables (entre 20 y 250 pies). Las principales tienen una dirección preferencial noroeste-sureste

b) Estratigrafía
La secuencia estratigráfica del Post-Eoceno en el campo Tía Juana está constituida, de base a tope por la Formación La Rosa del Mioceno, que yace discordantemente sobre la Formación Misoa de edad Eoceno, a continuación se encuentra la Formación Lagunillas del Mioceno subdividida en cuatro Miembros (Lagunillas Inferior, el más productor, Ojeda, el más lutítico, Laguna y Bachaquero) y, por último, la Formación La Puerta de edad Mio-Plioceno. Los contactos entre estas tres principales formaciones son concordantes. La Formación La Rosa (70 pies de espesor) está constituida por lutitas laminares de color gris verdoso, que se presentan en intercalaciones de capas de areniscas de poco espesor. La Formación Lagunillas (1260 pies de espesor) contiene lutitas, arcillas y arenas con algunas capas de lignito. La Formación La Puerta es una secuencia de arcillas blancas y grises, arenas arcillosas y arenas grises.

c) Ambiente de sedimentación
El Miembro Lagunillas Inferior en el campo Tía Juana está representado principalmente por sedimentos no marinos parálicos, con eventuales incursiones del mar. Hacia el noroeste, la parte inferior está conformada por depósitos de abanico aluvial y depósitos fluviales. Son comunes las areniscas conglomeráticas y los conglomerados de clastos de arcilita y matriz arenosa, con algunos intervalos de facies de arcilitas y heterolitas. Hacia el tope la sección es menos arenosa, haciéndose más frecuentes los depósitos parálicos, con areniscas de grano medio a fino.



Propiedades petrofísicas

La formación es una secuencia de lutitas y de arenas no consolidadas de alta porosidad, alrededor del 36%. Las permeabilidades oscilan entre 2 y 6 darcys, la saturación de agua irreducible es de alrededor del 10%. Las principales arcillas son la caolinita, la ilita y la montmorilonita con volúmenes que pueden alcanzar de 10 a 20%. Los puntos de corte ó ‘cutoffs’ típicos son: porosidad 20%, saturación de agua 50%, Vcl 50%. Los parámetros de interpretación son: a=1, m*=1,6, n*=2,0, rg=2,66 gr/cm3 para la ecuación Waxman-
Smits; la salinidad se encuentra entre 2500 y 3500 ppm equivalente NaCl.

Mecanismos de producción

Los principales mecanismos de producción que activan los yacimientos de la Formación Lagunillas del campo Tía Juana son el empuje por gas en solución y la compactación. Este fenómeno es de especial relevancia en los yacimientos constituidos por arenas no consolidadas, como las de Tía Juana y otros campos de la Costa del Distrito Bolívar. La compactación se debe a la disminución de la presión de los fluidos en el yacimiento por la producción de los mismos, incrementando a su vez la presión ejercida sobre él por los estratos suprayacentes. Esto origina un hundimiento de las capas que se encuentran por encima del yacimiento hasta traducirse en la subsidencia de la superficie del terreno. El valor de subsidencia promedio hasta 1996 fue de 465 cms. Sin embargo, la compactación actúa de manera eficaz en el mantenimiento de la presión del yacimiento y, por ende, en el recobro del petróleo. Un 70% de la producción se puede atribuir a la compactación.

2.- Yacimiento: Lagunillas inferior-07, Campo: Lagunillas (lago)

El yacimiento Lagunillas Inferior–07 (LL–07) está ubicado en la costa oriental del Lago de Maracaibo, frente a la población de Lagunillas y al norte de Bachaquero. Comenzó su vida productiva en mayo de 1926 y en él se han completado 960 pozos a una profundidad de aproximadamente 4200 pies. Cubre una extensión de unos 31.000 acres y su POES es de 3830 MMbn de crudo pesado. A partir de 1984, se le ha inyectado agua del Patio de Tanques de Lagunillas con la finalidad de incrementar el recobro de petróleo manteniendo la presión y eliminando el drenaje de las aguas efluentes hacia el Lago de Maracaibo.

Geología

a) Estructura
El yacimiento LL-07 se prolonga hacia el noroeste al nivel del Miembro Laguna. Está limitado al suroeste por una falla normal también con buzamiento hacia el norte, con rumbo noroeste-sureste y al sur por un contacto agua-petróleo que originalmente se encontraba a aproximadamente 5000 pies de profundidad. Varias fallas extensionales al suroeste y al este con desplazamiento de 30 a 150 pies cortan el yacimiento, pero tienen relativamente poca importancia en cuanto al entrampamiento del mismo.

b) Estratigrafía
El yacimiento LL-07 está constituido por los Miembros Laguna y Lagunillas Inferior, de la Formación Lagunillas y los Miembros La Rosa y Santa Bárbara de la Formación La Rosa, de edad Mioceno Infrayace concordantemente al Miembro Bachaquero, también de la Formación Lagunillas y suprayace discordantemente a las formaciones del Post-Eoceno. El Miembro más importante es el Lagunillas Inferior,que contiene el 89% del POES. Este, a su vez, ha sido dividido en tres capas: LL–A, LL–B y LL–C. (El Miembro Laguna fue subdividido en cuatro lentes desde LaA hasta LaD y la Formación La Rosa,en LRA y LRB).

c) Ambiente de sedimentación
Los Miembros Laguna y Lagunillas Inferior del yacimiento LL–07 consisten principalmente de sedimentos fluviodeltaicos con menores cantidades de sedimentos marinos próximo-costeros, mientras que la Formación La Rosa es predominantemente marina.

Propiedades petrofísicas

Para definir las propiedades petrofísicas del yacimiento LL–07 se han utilizado datos provenientes de unos 800 pozos, de los cuales sólo 31 tienen registros de porosidad. Por otra parte, existen pocas muestras de núcleos. Se ha escogido una resistividad de 12 ohm-m como punto de corte para estimar el espesor de arena neta petrolífera (ANP). Las arenas del Miembro Laguna y de la Formación La Rosa no tienen propiedades petrofísicas tan atractivas como la del Miembro Lagunillas ni tampoco tan buena continuidad lateral. Se ha determinado que la relación permeabilidad-espesor varía entre 25 y 275 darcys/pie, de lo cual se deduce una permeabilidad promedio para el yacimiento de 1500 md, lo cual está validado por el análisis de un núcleo.

Mecanismos de producción

El mecanismo de producción preponderante en el yacimiento Lagunillas Inferior–07 es la compactación de las rocas, sobre todo en la parte centro-oriental. Asimismo, el empuje hidráulico ha contribuido en forma muy importante y, en menor cuantía, el empuje por gas en solución. Finalmente la inyección de aguas efluentes ha sido exitosa en el mantenimiento de la presión en el yacimiento y, por lo tanto, debe considerarse como otro mecanismo de producción.

3.- Yacimiento: P – 1 / 2, Campo: Silvestre.

El yacimiento P–1/2 (0017) del campo Silvestre se encuentra situado a unos 35 km al sureste de la ciudad de Barinas. Abarca un área de 482 acres y tiene un espesor promedio de 59 pies. La explotación comercial de este yacimiento comenzó en 1962, dos años después de su descubrimiento. Es un yacimiento altamente subsaturado con presión de burbujeo de 175 lpca, siendo la original de 4120 lpca. Produce, mediante bombeo electrosumergible, un crudo mediano de 23,5 °API, prácticamente sin gas (19 pcn/bn), pero con un gran volumen de agua, que representa más del 60% del total acumulado de los fluidos.

Geología

a) Estructura
El campo Silvestre se encuentra estructuralmente más elevado que los demás de la Cuenca de Barinas. La estructura del yacimiento corresponde a un pequeño domo que presenta un buzamiento suave de 2 grados en su flanco norte y muestra fallas que buzan hacia el este, el oeste y el sur. La falla con rumbo noreste presenta buzamiento al sur con un desplazamiento de aproximadamente 50 pies. Con un desplazamiento similar y un buzamiento al este se presenta una falla de rumbo noroeste. Los límites del yacimiento P–1/2 (0017) son: al norte y al este un contacto agua-petróleo a 9450 pbnm, mientras que al sur, al oeste y al este se encuentran fallas normales.

b) Estratigrafía
La Formación Escandalosa, de edad Cretácico temprano ha sido subdividida en cuatro Miembros denominados "S" "R" "P" "O" en orden ascendente, siendo el "P" el principal productor de la cuenca. Este Miembro está compuesto de dos intervalos de arena separados por una lutita delgada. En el yacimiento P–1/2 (0017), esta capa lutítica lenticular presenta un desarrollo irregular y delgado, por lo cual se puede considerar que la P–1 y la P–2 forman un solo lente homogéneo, por lo menos a los efectos del comportamiento de producción. No existe comunicación vertical con las arenas infrayacentes y suprayacentes; el tope y la base de la arena P–1/2 se encuentran bien definidos por estratos lutíticos de regular espesor, que se extienden en forma regional. La arena P–1/2 presenta grano de medio a grueso, estratificación cruzada y restos de plantas lignificadas, en algunos casos con intervalos de limolitas compactos.

c) Ambiente de sedimentación
El ambiente de sedimentación del yacimiento P–1/2 ha sido interpretado como fluvio-deltaico con fuerte influencia litoral: canales distributarios sobre depósitos de barra de desembocadura con retrabajo y redistribución litoral. El eje de su mejor desarrollo como roca yacimiento cruza el área en dirección suroeste a noreste.

Propiedades petrofísicas

Para determinar las propiedades de la roca del yacimiento P–1/2 (0017) se dispuso del análisis de los núcleos del pozo descubridor, así como de los registros de porosidad de pozos. A continuación se muestran los valores promedio obtenidos:
Porosidad 18,7 % 20,1 %
Saturación de agua 39,0 % 34,0 %
Permeabilidad* 556 md 90–753* md
Area productiva 482 acres
Espesor promedio 59 pies

Mecanismo de producción

Las características y el comportamiento del yacimiento indican que el principal mecanismo de producción es un empuje hidráulico.

4.- Yacimiento. “Arenas de Naricual”, Campo: El Furrial.

El campo El Furrial está situado al norte del Estado Monagas a unos 35 km al oeste de Maturín. La formación que se denomina localmente "Formación Naricual" del campo El Furrial, con un POES de 6900 MMbn, es una de las mayores reservas de petróleo mediano del área. La columna de hidrocarburos está constituida por un crudo de naturaleza asfalténica, caracterizado por la variación de su gravedad API, del contenido de asfaltenos y de las propiedades termodinámicas con la profundidad. Los yacimientos son de tipo volumétrico altamente subsaturados, sin capa de gas, habiéndose determinado que la actividad del acuífero se encuentra inhibida por la presencia de una capa de bitumen. Para evitar la caída de la presión hasta el punto crítico cuando se precipitan los asfaltenos, se está inyectando agua dentro del yacimiento, lo cual incrementará significativamente el recobro final de petróleo.

Geología

a) Estructura
La estructura en el tope de las areniscas oligocenas, es decir, el tope de la acumulación, es la de un anticlinal asimétrico de 10 km de ancho por 8 de largo y de rumbo N 70° E.
El buzamiento del flanco norte varía entre 18 y 24° y el del flanco sur entre 16 y 21°. Este anticlinal está cortado en sus flancos por fallas inversas aproximadamente paralelas al eje de la estructura: las del flanco norte con el lado descendido al norte y las del flanco sur con el lado descendido al sur. Un sistema de fallas normales de lados descendidos al este cortan transversalmente la estructura. Los límites de los yacimientos al norte y al sur están determinados por una capa de bitumen ("Tar mat") presente en toda la estructura, mientras que al este y al oeste los límites están constituidos por fallas normales que separan El Furrial de los campos adyacentes, El Corozo, y Carito respectivamente.

b) Estratigrafía
La columna estratigráfica penetrada en El Furrial comprende más de 16.000 pies de sedimentos, cuyas edades van desde el Cretácico Superior hasta el Reciente. Toda la sección es fundamentalmente siliciclástica. La mayor parte del petróleo del campo El Furrial, lo mismo que la de los yacimientos del campo Carito, se encuentra en unas areniscas conocidas localmente como "Formación Naricual", y consideradas hasta el momento de edad Oligoceno. Esta suposición, así como la nomenclatura litoestratigráfica del área, se encuentran en proceso de revisión. Estas arenas se dividen en tres paquetes estratigráficos diferentes, separados por capas lutíticas de gran extensión: Naricual Inferior, con espesores de alrededor de 400 pies, Naricual Medio, también de unos 400 pies y Naricual Superior, con un promedio de 700 pies. El comportamiento de la presión indica que existe algún tipo de comunicación entre los tres paquetes, a pesar de la presencia de las extensas capas de lutita que los separan. La "Formación Naricual" suprayace a unas lutitas, muy probablemente preoligocenas, e infrayace a las lutitas de la Formación Caripita, Oligomioceno, que
constituye el sello regional para las acumulaciones más antiguas de hidrocarburos en rocas oligocenas de los yacimientos de Sta. Bárbara, Carito Norte, Carito Oeste, Carito Central, El Corozo y El Furrial.

c) Ambiente de sedimentación
El paquete Naricual Inferior se depositó en un ambiente marino próximo costero, formado por canales estuarinos y de mareas, paleosuelos, barras y bahías litorales. El paquete Naricual Medio estaría depositado en un ambiente nerítico interno con una superficie de condensación en su base y el Naricual Superior, en un ambiente marino costero con predominio de barras y bahías costeras así como canales estuarinos y paleosuelos.

Propiedades petrofísicas

A partir de pruebas de restauración de presión y DST, desde el punto de vista macroscópico, la "Formación Naricual” puede caracterizarse como relativamente homogénea y de alta capacidad de flujo. Para calcular la saturación de agua (salinidad de aproximadamente 1800 ppm equivalente NaCl) se utilizó la fórmula de Simandoux (m = n = 1,89, a = 0,81). Se determinó la porosidad mediante una fórmula donde las densidades de la matriz y del fluido eran de 2,65 y 0,89 gr/cc, respectivamente. Se estimó la permeabilidad en función de la porosidad efectiva, la saturación de agua y la arcillosidad, la cual, en las mejores zonas, es inferior al 5%.


Mecanismos de producción

Las arenas de la "Formación Naricual" del campo El Furrial son altamente subsaturadas. La capa de bitumen impide la acción de cualquier acuífero ubicado por debajo de la misma hacia los yacimientos, por lo que éstos se comportan como volumétricos. Por las consideraciones anteriores, durante el proceso de agotamiento natural, el mecanismo de producción predominante es la expansión de la roca y de los fluidos combinado, desde
1992, con la inyección de agua que mantiene la presión del yacimiento por encima de la de burbujeo.



Fuente: Evaluación de pozos. WEC 1997.

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Perforación del pozo Cumandairenda-X1 ST. Bloque Camiri
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El Bloque Camiri está ubicado en la parte media de la faja Subandina meridional e incluye dos lineamientos con interés prospectivo. Al Oeste el prospecto que nos ocupa, Cumandairenda y al Este del bloque, el lineamiento Sararenda se encuentra parcialmente protegido por los contratos de Camiri y Guairuy. Las serranías del Bloque Subandino, tanto al Sur de Bolivia y como del Noroeste Argentino, fueron motivo de estudios geológicos en busca de hidrocarburos desde inicios del siglo pasado. Los pozos más antiguos productores de petróleo en reservorios someros, se remontan a la década de los años 1920 (Yacimientos Bermejo, Sanandita, Camiri, Camatindi, etc.). Recién entre 1980 y 1990 la estatal petrolera YPFB descubrió yacimientos devónicos profundos productores de gas y condensado en los campos Bermejo, San Alberto, en las serranías de Candado y San Antonio respectivamente.
El mejor antecedente de producción de Gas de areniscas provenientes de la Formación Huamampampa es el yacimiento San Alberto, cuyos datos se resumen en la tabla siguiente:


Los pozos perforados en las estructuras de San Alberto y Sabalo resultaron productores de las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa.
El pozo Cumandairenda –x1 ST fue perforado cortando los reservorios del flanco occidental para el tope de la formación Huamampampa hasta alcanzar la zona de la cresta para niveles cercanos a la formación Santa Rosa

Aspectos Generales
La inversión que se propone contempla la perforación del side track exploratorio, Cumandairenda–X1 ST, dirigido hacia 130° de azimut, y un ángulo de desviación promedio de 70°, cortando transversalmente las capas objetivo hasta la profundidad final de 4560 mbbp. (4219 m TVD).
Los objetivos de este pozo fueron investigar las posibilidades de entrampamiento de gas en la formación Huamampampa.
El lineamiento Iguembe-Iñao, corresponde a una estructura anticlinal, de unos 100 km de longitud con hundimientos Sur y Norte bien conformados.
La estructura de Cumandairenda se ubica en la parte media y en el sector de mayor relieve estructural.

Aspectos técnicos
La estructura para los objetivos devónicos de Cumandairenda se interpreta en profundidad como un pliegue asimétrico asociado a la propagación de la falla Igüembe.
La interpretación inicial del modelo estructural varía en función a la presencia o ausencia de otra escama por debajo de las areniscas de Los Monos, del pozo CMD-x1
El Pozo CMD-X1, fue perforado en 1995 por YPFB hasta una profundidad de 3733.2 mbbp. Se decidió su abandono debido a la falta de manifestaciones de HC y a la evaluación petrofísica realizada con el método de Archie (no recomendado para reservorios fracturados de baja porosidad) en el reservorio considerado como Huamampampa. No se realizaron ensayos de formación.
Los estudios actuales interpretan que el pozo CMD-X1 alcanzó los términos basales de la formación Los Monos, cuya inclinación era de 70° aproximadamente.
Las bajas detecciones de gas probablemente se deban a la alta densidad del lodo utilizado en la zona inferior (1.71 gr/cc).
El side track propuesto alcanzaría el objetivo de la formación Huamampampa unos 600 m más alto que la posición investigada por el pozo original.
Con el propósito de tener una prognosis sobre el ingreso del side track a las areniscas de la Base de la formación Los Monos, investigadas por el pozo de YPFB, se han realizado 3 cortes para buzamientos de 70°, 75° y 80° con una orientación que coincide con el Azimut de 130°

Tramo 8 ½”
Al perforar en 3676m, se observó herramienta aprisionada, liberando con tensión y rotación.
La perforación con arreglo direccional fue regular, especialmente al inicio de este tramo, debido a la dificultad en deslizar, se observó colgamiento de herramienta se repasó continuamente los tramos deslizados.
En la perforación de este tramo se agregó al lodo por contingencia carbonato de Calcio Sellantes 2-4 sx/hrs. Al finalizar el tramo se agregó 1 sx cada 2 hrs. Tramo perforado 3491-3659 m (Avance 168 m, 153,15 hrs.), 3659-3807 m (Avance 148 m, 138,96 hrs). Formación Icla.
Al perforar este tramo se utilizó 1 pza. de maniobra, antes de agregar cada tiro y se repasó cada medio tubo perforado.
El liner de 7” se bajó con un ECP (External Casing Packer) en 3219 m, esto para aislar la formación de Los Monos de Huamampampa.

Tramo 6 - Ramal “A”
Se inició la perforación de este tramo con lodo de 13,0 lpg incrementando a medida que se observa aumento en las detecciones de gas.
Se observa dificultad al perforar deslizando, colgándose la herramienta. Se optó por utilizar la herramienta de fricción Lo Tad Drilling Sub, sin mejoras en la perforación. Se maniobró la herramienta varias veces para transmitir peso sobre el trépano, sin éxito. Repasando tramo.
A la profundidad de 4561 m. se corren registros eléctricos.
Se concluyó la perforación, con una densidad de 14,5 lpg y durante las maniobras para cambio de trépano, se desplazó baches pesados de 50 Bbls a 19,0 lpg encima de boca liner de 7”. Compensando la DEC (Densidad Equivalente de Circulación) en el fondo del pozo.
Se bajó TLC-MDT dual packer, al registrar presión en 4458,6 m y se observó la herramienta aprisionada, para solucionar esto se maniobró tratando de librar, sin mucho éxito, pues sólo se recuperó parte de cable de registro.
Con golpes de tijera y rotación, se logró liberar la herramienta, recuperando parte de TLC, quedando en pesca el resto de la herramienta de registro. Punto de pesca en 4.430 m.
Se intentó en tres oportunidades, sólo recuperando una parte de la herramienta. Quebrando finalmente boca de pesca en 4439.73 m.
Se aisló el tramo inferior colocando tapón de cemento en 4.426 – 4.256 m.

Tramo 6 - Ramal “B”
Se inició este tramo, efectuando side track en 4.315 m., luego perforando con BHA direccional paralelamente al anterior ramal, para aislarse de la pesca que se dejó en el agujero antiguo.
La densidad del lodo con la que se perforó este tramo fue de 14,5 lpg.
Al estar perforando normal en 4.452,7 m. se observó una pérdida total de circulación y se levantó la herramienta. Se bombeó bache con obturantes 30 Lbs/Bbl, teniendo un control leve, el cual permitió sacar la herramienta hasta la superficie.
Bajo el arreglo convencional, se logró controlar definitivamente la pérdida, bombeando baches con obturantes de 60 y 85 Lbs/Bbl.
A partir de 4.453 m. se perforó sin control direccional, solamente con motor de fondo.
En la profundidad de 4646 m. se observó la pérdida parcial y se bombeó bache con mayor concentración de obturantes, debido a que el BHA y el motor de fondo presentaban limitantes para este propósito
Se recomienda usar en el BHA válvula PBL, al atravesar zonas de pérdida de circulación
En la profundidad de 4739 m se observa pérdida total de circulación, se bombeó baches de cemento en tres oportunidades, dos de las cuales fallaron y una tuvo éxito.
Por severas pérdidas de circulación se abandonó el tramo inferior colocando tapones de cemento.
En este tramo se perforaron 425 m (4215 – 4740 m), con un tiempo empleado de 85 días

Conclusiones sobre las pruebas de Formación DST1
•Salinidad 12000 ppm y gas intermitente
•Caudal estimado – cortos periodos de apertura
•Presión de fondo 8371 psi @ 3551.74md y 165.94°F

Conclusiones sobre las pruebas de Formación DST2
•Producción de 1836 BPD agua @15000 ppm 8,4 lbs/gal y 29000PDC de gas
•Salinidad 12000 ppm y gas intermitente, relación de solubilidad 16PC/Bbl
•El gas proviene de la solución y no de la zona de gas libre.
•Presión de fondo 5932 psi @ 3025md y 165.94°F

Conclusiones
•El pozo CMDX1ST atravesó los objetivos Icla y Huamampampa, sin atravesar Santa Rosa por complicaciones estructurales.
•Cuerpos arenosos bien desarrollados con excelentes condiciones petrofísicas.
•Altas detecciones de gas registradas en tramos con alto grado de fisuramiento en la roca, producto del gas en solución.
•El DST2 tuvo complicaciones operativas, mala aislación efectiva en la zona de interés, por lo que no es conclusiva.
•Debido a que el pozo cayó en pleno flanco occidental, queda la posibilidad para investigar esta estructura en mejor posición estructural, con el potencial de investigar el bloque bajo .
•Estado del pozo con tapones de abandono


Referencia
Charla dictada en el II Foro de perforación realizado en Intevep por G. Villanueva y W. Nuñez. YPFB Bolivia.

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Diagrama de fases para yacimientos de hidrocarburos
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La mayoría de los campos petrolíferos descubiertos a nivel mundial corresponden mayormente a gas condensado/petróleo volátil asociados a altas presiones y temperaturas. De allí la importancia de estudiar estos yacimienots aplicando las mejores técnicas de ingeniería para optimizar la recuperación de este recurso no renovable.
El paso siguiente al descubrimiento de un yacimiento de hidrocarburos es determinar el estado (gas y/o líquido) en que se encuentra la mezcla en el yacimiento y clasificarlo utilizando criterios termodinámicos de fases y parámetros de caracterización fundamentales como la relación gas-líquido (petróleo o condensado), gravedad API y otros.
Cabe destacar que en términos generales, a mayor profundidad de los yacimientos las mezclas de hidrocarburos se encuentran en fase líquida cerca del punto crítico (crudos volátiles de alto encogimiento) o en fase gaseosa (gas condensado, gas húmedo o seco). Los fluidos obtenidos en superficie de estos yacimientos, son el resultado de cambios termodinámicos que sufre la mezcla original de hidrocarburos en su trayectoria desde el yacimiento hasta el sistema de separación en la superficie.
Cuatro factores físicos controlan el comporamiento de fases de mezclas de hidrocarburos:
  1. Presión.
  2. Atracción molecular.
  3. Energía cinética (movimiento molecular asociado con temperatura).
  4. Repulsión molecular.

La presión y la atracción molecular tienden a mantener las moléculas juntas, de esta manera, mientras mayor sean estas fuerzas mayor es la tendencia de los hidrocarburos a aumentar su densidad. Las fuerzas de atracción molecular son directamente proporcionales a la masa de las moléculas e inversamente proporcionales a la distancia entre las mismas.

La energía cinética y la repulsión molecular tienden a dispersar las moléculas. A elevadas temperaturas aumenta el movimiento de las moléculas y por ende, mayor es su tendencia a separarse, produciendo de esta manera una disminución en la densidad.

El comportamiento regular de los hidrocarburos es el de pasar de fase gaseosa a líquida por aumento de presión y/o disminución de temperatura y el de pasar de fase líquida a gaseosa por disminución de presión y/o aumento de temperatura.

Diagrama presión-temperatura de mezclas de hidrocarburos

La mejor forma de observar los cambios de fase de las mezclas de hidrocarburos que se presentan naturalmente en yacimientos de petróleo y gas (o condensado) es a través de un diagrama Presión-Temperatura (P-T) como el diagrama que se observa a continuación


Figura 1. Diagrama de fases Presión-Temperatura para yacimiento de hidrocarburos

En este se observa la envolvente de fases que resulta de unir las curvas de puntos de burbujeo y puntos de rocío. En los puntos de burbujeo el sistema (mezcla de hidrocarburos) se encuentra en fase líquida en equilibrio con una cantidad infinitesimal (burbuja) de gas. En los puntos de rocío el sistema se encuentra en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal (gota) de líquido.
Al punto donde se unen las curvas de burbujeo y rocío, se denomina punto crítico. A las condiciones del punto crítico, las propiedades intensivas (aquellas que no dependen de la masa: densidad, viscosidad, etc.) del gas y líquido son idénticas.
La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones: La del líquido que está situada fuera de la envolvente y a la izquierda de la temperatura crítica; la del gas que también está fuera de la envolvente pero a la derecha de la temperatura crítica y la de dos fases que se encuentra dentro de la envolvente y donde se hallan en equilibrio el gas y el líquido. En esta región se observan las líneas de isocalidad que son líneas que unen puntos de igual porcentaje volúmetrico de líquido en la mezcla líquido-gas. De esta forma, las curvas de burbujeo y rocío son líneas de 100% y 0% de líquido, respectivamente. Todas estas curvas de isocalidad también convergen en el punto crítico.
Otro punto observado en el diagrama de fase es el punto de temperatura cricondentérmica(Tcdt) que es la máxima temperatura a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido (a T>Tcdt y a cualquier presión, el sistema está en fase gaseosa). También se observa el punto de presión cricondembárica (Pcdb) que se define como la máxima presión a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido. La posición relativa de los puntos cricondentérmico y cricondembárico con respecto al punto crítico, depende de la composición del sistema. Para crudos, el punto cricondembárico está a la izquierda del punto crítico, en cambio, para gases naturales y gases condensados está a la derecha.
Cada mezcla de hidrocarburos encontrada en un yacimiento tiene un diagrama de fases característico, el cual permanece constante, mientras se mantenga constante la proporción de componentes en la mezcla; sufriendo modificaciones cuando se altera esta proporción debido a la extracción preferencial de fluidos o a la inyección de alguno o algunos de ellos (gas natural, CO2, N2, etc.). Se puede observar que a medida que la mezcla es más liviana y volátil las presiones de burbujeo y rocío son mayores.

Fuente: B. Craft

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Yacimientos de Petroleo Subsaturado: Factores Volumetricos
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El factor volumétrico del petróleo o factor volumétrico del fluido de la formación, abreviado FVF y símbolo Bo, puede definirse, a cualquier presión, como el volumen en barriles que un barril en condiciones estándar ocupa en la formación (yacimiento), es decir, a la temperatura del yacimiento y con el gas disuelto que puede retener el petróleo a esa presión. Debido a que la temperatura y el gas disuelto aumentan el volumen del petróleo fiscal, este factor será siempre mayor que la unidad. Cuando todo el gas presente esta disuelto en el petroelo, es decir, a la presión del punto de burbujeo, un aumento adicional en la presión reduce el volumen en proporción de la comprensibilidad del líquido.

Como ya se mención anteriormente, los factores volumétricos dependen del proceso de liberación del gas, el cual será estudiado en el tema de datos PVT.

Factor volumétrico total, de dos fases o bifásico, Bt, definido como el volumen en barriles que ocupa un barril fiscal junto con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier presión y temperatura. En otras palabras, incluye el volumen liquido Bo, mas el volumen de la diferencia entre la razón gas petróleo inicial, Rsi, y la razón gas petróleo a la presión especificada, Rs. Si el factor volumétrico del gas es Bg en barriles por pie cúbicos estándar de gas en solución, el factor volumétrico total será:

Bt =Bo + Bg (Rsi-Rs)

Acotación: por encima de la presión de punto de burbujeo tenemos que Rsi=Rs, el factor volumétrico total o bifásico es igual al factor volumétrico monofásico (Bo) del petróleo.
Por debajo del punto de burbujeo, a medida que la presión disminuye el factor volumétrico total aumenta debido a la liberación de gas de la solución y a la continua expansión del gas liberado de la misma.
ReferenciaBibliografica: B.C Craft y M.F. Hawkins. Ingeniría Aplicada de Yacimientos Petroliferos. Editorial Tecnos. Madrid

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Yacimientos de Petroelo subsaturados: solubilidad del gas
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La solubilidad del gas en el petróleo crudo depende de:
a) Presión
b) Temperatura
c) Composición del gas y del petróleo.

Para un mismo gas y petróleo tenemos:

Para una temperatura constante: la cantidad de gas en solución aumenta conforme se incrementa la presión.

Para una presión constante: la cantidad de gas en solución disminuye a medida que la temperatura aumenta

Para determinada presión y temperatura: la cantidad de gas en solución aumenta a medida que las composiciones del gas y del petróleo se asemejan, es decir, es mayor en gases de alta y en petróleos de baja gravedad especifica, o sea, en petróleos de alta gravedad API.

Acotación:
El gas es infinitamente soluble en el petróleo, la cantidad de gas esta solamente limitada por la presión o por la cantidad de gas disponible.

Estado saturado y subsaturado del petróleo

Se dice que un petróleo crudo esta saturado con gas a cualquier presión y temperatura si al reducir ligeramente la presión se libera gas de la solución.
Inversamente, si no se libera gas de la solución se dice que el petróleo esta subsaturado( o no saturado) a esa presión.

Acotaciones:
- El estado subsaturado implica que existe una deficiencia de gas y si hubiera existido suficiente gas, el petróleo se encontraría en un estado saturado a esa presión.
- El estado subsaturado implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo, es decir no hay capa de gas.
- La solubilidad del gas a condiciones isotérmicas generalmente se expresa en función del aumento en gas en solución por unidad de petróleo por aumento en la unidad de presión, es decir (PCS/bl/lpc)
- El volumen de petróleo crudo aumenta considerablemente debido al gas en solución, y, por esta razón, la cantidad de gas en solución se refiere por lo general a una unidad de petróleo fiscal, y la razón gas disuelto-petróleo, Rs, se expresa en PCS/BF.

Nota: La presión de punto de burbujeo es la presión para los yacimientos subsaturados en la cual aparece la primera burbuja de gas y por consiguiente el yacimiento alcanza el estado de saturado.

Por otra parte tenemos que la razón gas disuelto-petróleo y otras propiedades del fluido del yacimiento depende de la forma en que se libera el gas del petróleo, punto el cual trataremos mas adelante.

También tenemos que un barril de petróleo fiscal ( o barril de petróleo a condiciones normales) se identificara con un barril de petróleo residual después del proceso de liberación instantánea(Petróleo Fiscal: libre de gases volátiles(petróleo muerto)).

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Yacimientos de Petroleo Subsaturado: Generalidades
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Los fluidos encontrados en yacimientos petrolíferos son esencialmente mezclas complejas de compuestos de hidrocarburos, que contienen con frecuencia impurezas como nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno.

La composición del petróleo fiscal(condiciones estándar) es completamente diferente a su composición a condiciones del yacimiento, debido principalmente a la liberación de la mayor parte del metano y etano en solución y a la vaporización de fracciones de propano, butano y pentano a medida que la presión disminuye al pasar de condiciones del yacimiento a condiciones atmosféricas normales.

Por lo tanto, para obtener la información de los fluidos presentes en el yacimiento es necesario realizar alguno o los dos siguientes procedimientos para obtener muestras de fluido de yacimiento:

1. Con equipo especial de muestreo que se baja dentro del pozo
2. Tomando muestras de gas y petróleo en la superficie y mezclándolas en las debidas proporciones de acuerdo con la razón gas-petróleo medida al tiempo del muetreo

Acotaciones:
- Las muestras deben obtenerse al comienzo de las operaciones de producción del yacimiento, preferiblemente del primer pozo, para que en esta forma la muestra sea representativa del fluido original que se encuentra en el yacimiento.
- La composición del fluido obtenido en el sacamuestra depende de la historia del pozo, anterior a la operación de muestreo
- Si el pozo no ha sido acondicionado debidamente antes de obtener la muestra, seria imposible obtener muestras representativas del fluido del yacimiento.

La información obtenida del análisis de una muestra de fluido incluye generalmente los siguientes datos:
1. Razones gas en solución-petróleo y gas liberado-petróleo y los volúmenes de las fases liquidas.
2. Factores volumétricos, gravedad del petróleo fiscal y razones gas-petróleo del separador a condiciones fiscales, para diferentes presiones del separador.
3. Presión del punto de burbujeo del fluido del yacimiento
4. Compresibilidad del petróleo saturado a condiciones del yacimiento
5. Viscosidad del petróleo a condiciones del yacimiento como función de la presión
6. Análisis fraccional de una muestra de gas obtenida de la cabeza del pozo y del fluido saturado a condiciones del yacimiento.

Para un análisis preliminar de un yacimiento y si no se disponen de datos de laboratorio, generalmente pueden hacerse estimaciones razonables a partir de correlaciones empíricas basadas en datos fáciles de obtener. Estos datos incluyen:
1. Gravedad del petróleo fiscal
2. Gravedad especifica del gas producido
3. Razón gas-petróleo al comienzo de la producción
4. Viscosidad del petróleo fiscal
5. Temperatura del yacimiento y presión inicial del mismo

Por otra parte tenemos que la cantidad de gas disuelto afecta considerablemente muchas de las propiedades de los fluidos de yacimiento.
También tenemos que las variaciones de las propiedades de los fluidos presentes en el yacimiento también pueden explicarse por una combinación de factores:
A) Gradientes de temperatura
B) Segregación gravitacional
C) Falta de equilibrio entre el petróleo y el gas en solución.
Referencia Bibliografica: Craft. Ingeniería Aplicada a Yacimientos de Yacimientos Petroliferos.

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Análisis de presiones: Información general (Segunda Parte)
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Entre otros tipos de pruebas para el análisis de presiones se encuentran las siguientes:

*Pruebas de arrastre:

Se realizan haciendo producir un pozo a tasa constante y registrando la presión como función del tiempo.

Gráfico que representa el historial de producción:



Gráfico que representa el historial de presión:



Alcances de la prueba de arrastre:
-Estimar la permeabilidad del yacimiento.
-Determinar la presencia de daño.
-Estimar la geometría del yacimiento.

*Pruebas de tasa de flujo múltiple:

Son pruebas que se realizan a tasa de flujo variable, midiendo la presión por períodos estabilizados de flujo.

Estas pruebas son útiles en la determinación del índice de productividad del pozo y para hacer un análisis nodal del mismo



*Pruebas de flujo de dos tasas:

Se realizan en pozos que han tenido problemas durante las pruebas de restauración (distribución de fases en la tubería) o cuando el cierre de producción no es posible.

Consiste en medir la presión antes del cambio en la tasa de flujo y durante un intervalo de tiempo en condiciones de flujo transitorio.

Gráfico que representa el historial de producción:



Gráfico que representa el historial de presión:

*Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores

Diseñadas para el seguimiento de las operaciones de inyección de agua y recuperación mejorada. Permiten determinar las condiciones del yacimiento en las adyacencias del pozo inyector.

Estas pruebas son útiles para:

- Determinar la permeabilidad efectiva del yacimiento al fluido inyectado, utilizada para pronósticos de inyección.
- Determinar si existe daño en la formación, originado por taponamiento, hinchamiento de arcillas, precipitados, etc. El daño causa reducción de la inyectividad como consecuencia de la disminución de la permeabilidad.
- Estimar la presión promedio del yacimiento.
- Medir la presión de ruptura del yacimiento. Es importante controlarla de acuerdo al régimen de inyección deseado.
- Determinar fracturas.

Las pruebas de presión se realizan cerrando el pozo inyector y haciendo seguimiento a la presión en el fondo del pozo en función del tiempo. La teoría supone una tasa de inyección constante antes del cierre del pozo.


Gráfico que representa el historial de producción:



Gráfico que representa el historial de presión:

Consideraciones:

- Cuando se tienen cambios significativos en la tasa de inyección se pueden tratar y analizar de manera análoga a las pruebas multitasa.
- La inyección de fluidos puede originar que se formen uno o más bancos de fluidos, en cuyo caso debe tomarse en cuenta en el análisis de estas pruebas (a veces resulta imposible).
- Si la razón de movilidades entre los fluidos inyectados y del yacimiento es cercana a uno, el análisis es directo. El yacimiento se comporta como si tuviera sólo un fluido de movilidad constante.

Resumen de las clases del profesor P. Salazar, Universidad Central de Venezuela.

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Análisis de presiones: Información general (Primera Parte)
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Una prueba de presión es una herramienta estándar para la caracterización del sistema pozo-yacimiento, ya que los cambios en la producción ocasionan disturbios de presión en el pozo y en su área de drenaje. Esta respuesta de presión depende de las características propias de cada yacimiento.

Las propiedades del yacimiento son determinadas por las pruebas de pozos, usando mediciones de dos variables, tasa de producción y presión del mismo.

Se introduce un disturbio o perturbación en el yacimiento, cambiando una de las dos variables (generalmente la tasa de flujo) y se registran sus efectos sobre la otra variable (presión).

La forma característica del comportamiento de la presión en función del tiempo refleja las propiedades del yacimiento.

Las pruebas de presiones sirven para:

Obtener características y/o propiedades del yacimiento, como lo son:
- Presión estática del yacimiento.
- Permeabilidad.

Estimar parámetros adicionales de flujo, tales como:
- Comunicación entre pozos.
- Límites del yacimiento (fallas, fracturas).
- Daño de formación.


Durante la vida productiva del yacimiento es necesario el control de su comportamiento y la evaluación de las condiciones de los pozos productores.

La caracterización del yacimiento es indispensable para la predicción de su comportamiento de producción.

Las pruebas hechas en pozos deben ser diseñadas, realizadas, validadas y evaluadas de acuerdo con la información que se desee obtener y tomando en consideración las limitaciones prácticas existentes.

La prueba de presión representa un análisis de flujo de fluidos que se utiliza para determinar, de forma indirecta, algunas características del yacimiento.

Consisten en generar una perturbación en el yacimiento, medir las respuestas y analizar los datos que constituyen el período de flujo transitorio.

Constituyen la única manera de obtener información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento.

Tipos de prueba de presiones:

- Pruebas de restauración de presión “Build up tests”.
- Pruebas de arrastre “Drawdown tests”.
- Pruebas a tasa de flujo múltiple.
- Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores “Fall off test”.
- Pruebas de interferencia.
- Pruebas de pulso.
- Pruebas de producción DST (Drill Stem Test).

Cuando cambia la tasa de flujo y la respuesta de presión se mide en el mismo pozo se llama prueba de pozo simple o sencilla.

Cuando la tasa de flujo se cambia en un pozo y la respuesta de presión se mide en otro, la prueba se llama prueba de pozo múltiple.

Las pruebas de pozos múltiples se utilizan para determinar la comunicación entre pozos de un yacimiento.

*Prueba de restauración de presión “Build up test”:

Se realizan en pozos productores y consisten en hacer producir el pozo a una tasa estabilizada para luego cerrarlo. Luego el incremento de la presión de fondo es medida como función del tiempo.

La presión de restauración es la que se registra en un pozo productor que se cierra temporalmente.

Si un pozo fluye de manera estable, a cierta distancia frente a las perforaciones del pozo, existe una presión estática, Pe. El diferencial de presión (Pe – Pwf) es el responsable del fluido hacia el pozo. Donde Pwf es la presión de fondo fluyente.

Al cerrar el pozo, la presión comienza a subir partiendo de la Pwf, hasta que luego de un tiempo considerado de cierre Δt, la presión registrada de fondo alcanza el valor estático Pe.


Gráfico que representa el historial de producción:



Gráfico que representa el historial de presión:



El registro de presión de fondo, representa una presión estática en proceso de restauración (PΔt), la cual no necesariamente alcanza el valor estático de Pe.


PΔt ≤ Pe

Así mismo dependerá del tiempo de cierre del pozo y del tiempo de producción. A medida que el tiempo de cierre se incrementa PΔt se aproximará a Pe. La prueba posee limitaciones operacionales además de un costo asociado.

Alcances de la prueba de restauración de presión:
-Estimar la permeabilidad del yacimiento.
-Determinar la presencia de daño.
-Estimar la presión estática del yacimiento.
-Estimar la geometría del yacimiento.

Información obtenida y resumida de las clases del profesor P. Salazar

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17 enero 2009

Resonancia Magnética Nuclear (RMN): tecnología ideal para la determinación de propiedades petrofísicas
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La RMN es un método espectrométrico de análisis no destructivo, que se basa en la respuesta de los núcleos de hidrógeno cuando son expuestos a un campo magnético de alta homogeneidad (idealmente, ya que existen campos heterogéneos por diversas causas).


Principio de la RMN


Si un núcleo de un elemento se coloca bajo el efecto de un campo magnético, este se puede alinear en la misma dirección del campo o en contra de él, diferenciándose dos estados de energía, en donde el nivel de baja energía también es denominado estado de equilibrio. Debido a que la diferencia entre ambos estados de equilibrio es muy pequeña, ciertas perturbaciones hacen que los átomos cambien fácilmente de un estado de energía a otro (se crea una situación de resonancia), emitiendo cierta cantidad de radiación en este proceso, siendo estas ondas lo que se capta en una herramienta de resonancia magnética nuclear lo cual constituye el principio físico de su funcionamiento, sin embargo la mayoría de los elementos generan una señal demasiado pequeña para ser registrada, excepto el hidrógeno cuya señal puede ser fácilmente detectada.


El núcleo de hidrógeno se puede considerar como una barra imantada, cuyo eje magnético está alineado con el eje del momento rotacional del núcleo. Cuando no existe la influencia de ningún campo magnético, los núcleos están alineados al azar. Los imanes de esta barra interactúan con los campos magnéticos externos y las señales medibles producidas se pueden maximizar si los campos oscilan a la frecuencia de resonancia de un núcleo en particular. Los perfiles basados en la técnica de RMN utilizan esta señal para medir la cantidad y la distribución del hidrógeno. Este elemento tiene un momento magnético relativamente grande y da una indicación directa de los fluidos contenidos en los poros. Las herramientas de RMN desarrolladas hasta ahora para la evaluación de formaciones son aplicadas a la manipulación de núcleos de hidrógeno, el cual posee un solo protón.


Figura 1. Alineación del eje de la barra imantada con el eje del
momento rotacional del núcleo



Teoría de la Resonancia Magnética Nuclear

Los registros de RMN miden el momento magnético de los núcleos de hidrógeno (protones) en el agua y en los hidrocarburos. Los protones tienen una carga eléctrica, y su espín crea un momento magnético débil. Las herramientas de adquisición de registros de RMN utilizan potentes imanes permanentes para crear un fuerte campo de polarización magnética, estático y fuerte dentro de la formación. El tiempo de relajación longitudinal, T1, describe con qué rapidez se alinean o polarizan los núcleos en el campo magnético estático. La polarización completa de los protones en los fluidos que ocupan los poros lleva hasta varios segundos y puede efectuarse mientras la herramienta de adquisición de registros está en movimiento, pero los núcleos deben permanecer expuestos al campo magnético durante la medición. La relación entre T1 y el tamaño creciente de los poros es directa; sin embargo, es inversa con respecto a la viscosidad del fluido de formación. Se puede utilizar una serie de puntos de radiofrecuencia (RF) sincronizados, provenientes de la antena de la herramienta de adquisición de registros, para manipular la alineación de los protones. Los protones alineados se inclinan para formar un plano perpendicular al campo magnético estático. Estos protones inclinados tienen un movimiento de precesión en torno a la dirección del fuerte campo magnético inducido. En su movimiento de precesión, los protones crean campos magnéticos oscilantes, que generan una señal de radio débil pero mensurable. No obstante, como la señal decae rápidamente, tiene que ser generada mediante la aplicación reiterada de una secuencia de puntos de radiofrecuencia. Los protones en precesión a su vez generan una serie de puntos de señales de radio, o picos, conocidos como ecos de espín. La velocidad a la cual la precesión de los protones decae, o pierde su alineación, se denomina tiempo de relajación transversal T2. Los procesos T1 y T2 son afectados predominantemente por la interacción entre las moléculas de fluido de poro, o características de relajación aparente, y por las interacciones de los fluidos que ocupan los poros con las superficies granulares de la matriz de roca, también conocidas como características de relajación de superficie. Por otra parte, en presencia de un gradiente de campo magnético significativo dentro de la zona resonante, hay relajación por difusión molecular que incide solamente en los procesos T2.



Figura 8. Movimiento de precesión de los protones




Propiedades petrofísicas a través de RMN

Porosidad
En las rocas saturadas con agua a cada tamaño de poro le corresponde un tiempo de relajación T2. En consecuencia, una curva de distribución de T2 refleja la distribución poral, donde a cada tiempo de relajación le corresponde una porosidad parcial como contribución de cada tamaño de poro. Los poros grandes exhiben una tasa de decaimiento lenta, es decir, una constante de tiempo T2 larga. A medida que disminuye el tamaño poral, la tasa de decaimiento se hace más rápida y por lo tanto el tiempo T2 más corto. En una roca real compuesta por muchos tamaños de poro, cada uno de ellos contribuye parcialmente a la porosidad total, se observa un decaimiento compuesto, que al transformar los dominios de tiempo, se convierte en un espectro de porosidades parciales en función del tiempo de relajación T2. Esta inversión de los ecos a una distribución de T2 es la parte fundamental del proceso de interpretación de la medida de RMN.

Permeabilidad
La permeabilidad es una de las propiedades más importantes tanto para la caracterización como para la simulación de yacimientos y, por ende, influye en las decisiones que determinan el desarrollo del mismo. El problema radica en que existen pocas fuentes para obtenerla directamente, las pruebas de pozos (pruebas de presiones y pruebas durante la perforación) proveen información de la productividad o la capacidad de flujo, sin embargo, no generan información referente a la heterogeneidad del yacimiento. Una de las aplicaciones más importantes obtenidas de los registros de RMN, es la capacidad que poseen para generar un perfil de permeabilidad en tiempo real. Para estimar la permeabilidad con RMN es necesario aplicar métodos que básicamente son una combinación de modelos y relaciones experimentales y teóricas, en los cuales la permeabilidad se relaciona con la porosidad, y en algunos casos con el radio de garganta de poro.

Saturación de agua irreducible, FFI y BFV
La saturación de agua irreducible corresponde a la porción de agua contenida en la roca que no es posible producir. Al realizar las mediciones de RMN a muestras saturadas únicamente con agua irreducible, es posible obtener parámetros de relevancia que posteriormente permitirán conocer la capacidad de producción de fluidos que posee una formación, estos parámetros son: FFI, el cual representa la cantidad de fluidos que se pueden producir de la roca, y el volumen de fluido ligado (BFV), el cual en ciertas bibliografías es denominado volumen bruto de agua irreducible (BVI) y representa los fluidos que quedarán entrampados y son inmóviles dentro del volumen poroso; estos parámetros son indicativos de la cantidad (saturación) de fluidos que se pueden producir en la roca medida.

Aplicaciones de la RMN en la evaluación de formaciones
  • Porosidad total, efectiva y asociada a las arcillas (independiente de la mineralogía de la roca).
  • Distribución del tamaño de poros.
  • Saturación de agua irreducible.
  • Estimación de permeabilidad.
  • Saturación de fluidos producibles.
  • Identificación del tipo de fluidos presente en el espacio poroso.
  • Detección de gas en yacimientos muy arcillosos o de litología compleja.
  • Determinación de contactos agua-petróleo, gas-petróleo y gas-agua.
  • Evaluación de yacimientos de muy baja resistividad.
  • Predicción de la productividad.
  • Estimación de la viscosidad de los fluidos.

Fuente:
Ávila, S., Daniel E. ; Trabajo especial de grado: Determinación de propiedades petrofísicas y petrofacies aplicando RMN a muestras de núcleos. Año 2002. Cota: T-2002/1428.

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11 enero 2009

Compactación y compresibilidad de la roca
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Desde muy temprano la compresibilidad y/o la compactación de los sedimentos llamaron la atención de varios investigadores: Trask (1931), Boset y Reed (1935), Carpenter y Spencer (1940), Geerstma (1957), Finol y Farouq Ali (1975).
La compactación mecánica es una de las propiedades más importante de la roca desde el punto de vista de producción del yacimiento; esta se define como la reducción del volumen total de los sedimentos como resultado de esfuerzos de compresión originados por el peso de los sedimentos suprayacentes.
Generalmente, cuando ocurre la compactación de un yacimiento se añade una fuente importante de energía para la explotación de los hidrocarburos en sitio.
La reducción del espesor del yacimiento productor es atribuible a la elasticidad de la roca porosa, en la cual por compresibilidad se reduce el volumen de poros al disminuir la presión de los fluidos remanentes allí existentes.
También es importante apreciar que, dependiendo de la resistencia de la roca recipiente, se puede causar la disminución del espesor de la formación productora. Así que compactación se denomina el fenómeno que reduce el volumen de poros y también su espesor por compresibilidad, esta a su vez es definida como el cambio fraccional de volumen que sufre una sustancia por cambio unitario de presión. Cuando la presión interna del yacimiento es reducida, el volumen bruto de la roca decrece mientras que el volumen de material sólido de roca se incrementa (el cambio de volumen en el material sólido puede ser despreciable).
En un yacimiento puede ocurrir las siguientes compresibilidades:
  • Compresibilidad de la roca: cambio fraccional en volumen de la roca sólida (granos) con respecto al cambio unitario de presión.
  • Compresibilidad del volumen poroso: cambio fraccional en volumen poroso de la roca con respecto al cambio unitario de presión.
  • Compresibilidad del volumen bruto de la roca: cambio fraccional en volumen bruto de la roca (volumen del poro + volumen del sólido) con respecto al cambio unitario de presión.
Cuando la compactación es severa y la profundidad del yacimiento no es muy grande, el fenómeno que ocurre en el subsuelo está acompañado de hundimiento de la superficie del subsuelo sobre el yacimiento.
Fuente: Texto: Yacimientos de Hidrocarburos, Efraín E. Barberii y Martín Essenfeld

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Yacimientos de Gas:Restricciones y limitaciones de las ecuaciones y errores para los yacimientos de gas
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Para el Método Volumétrico

G=43560 x Porosidad x Vtotal x (1-Sw) x Bg;

Como podemos observar de la ecuación anterior referente al cálculo del gas presente en el yacimiento, la precisión de los resultados para el método volumétrico obedece a la precisión de los datos que entran en los cálculos de dicha ecuación.

La precisión del cálculo del gas inicial en el yacimiento depende de los posibles errores de los valores promedios de porosidad, saturación de agua innata, presión y factor de desviación del gas, lo mismo que en la determinación del volumen productor bruto.

Nota:La reserva es el producto del gas en el yacimiento por el factor de recuperación
En yacimientos volumétricos las reserva del mismo en general, a cualquier presión de abandono, debe conocerse con la misma precisión que el gas inicial presente en el yacimiento, mientras que en yacimientos de empuje hidrostático se requiere, además del calculo aproximado del volumen invadido del yacimiento al abandono y la saturación residual del gas, por lo general, los cálculos de reservas son mas exactos en yacimientos volumétricos que en los de empuje hidrostático.

Método de la Ecuación de Balance de Materiales

Producción de Gas + Producción de Agua= Expansión + Intrusión de Agua

GpBgf + WpBw =G(Bgf-Bgi) + We

Nota: En esta ecuación se omitió el efecto de expansión debido a la comprensibilidad de la formación debido a que generalmente en yacimientos de gas esta es despreciable.

La precisión en el cálculo de reservas cuando se emplea la ecuación de balance de materiales, es, al igual que por el método volumétrico, debido a la precisión y exactitud de los términos que incluyen dicha ecuación.

Entre estos factores tenemos:
-Error en la precisión de la exactitud del factor volumétrico del gas.
-El error en la producción de gas, Gp, la puede provenir de errores en la medición del gas, en el calculo aproximado de consumo y perdidas por escapes en la unidad y en el calculo aproximado del gas de los separadores de baja presión o de los tanques de almacenamiento.
-Otro factor, es que a veces ocurren escapes subterráneos debido a fallas y corrosión en la tubería de revestimiento o a cementaciones defectuosas.
-En el caso de producción de pozos con dos zonas, pueden ocurrir escapes o comunicación entre ellas. Se introduce también inexactitudes en la determinación del gas producido, cuando el gas proveniente de dos o más zonas se mezclan antes de medirse, ya que el calculo de producción correspondiente a cada yacimiento se efectúa en base a pruebas periódicas de producción de pozos.
-Tambien tenemos que otro factor que reduce la precisión de los resultados es cuando las reservas se calculan en base a un pozo o unidad del yacimiento, la precisión se reduce aun mas debido a drenaje, que ocurre tanto en yacimientos volumétricos como en los de empuje hidrostático.

Datos PVT

Sabemos que los datos obtenidos de las pruebas PVT son empleados en la deducción de los términos y variables que emplean los dos métodos anteriormente mencionados en el calculo de reservas (Nota: existen otros métodos para el calculo de reservas), por lo tanto, la presicion de dichos datos también afectan la certidumbre de los resultados de estos métodos, entre estos podemos mencionar:

Para el término de la presión, los errores generalmente se deben a errores en los medidores de presión y a las dificultades de promediarlas, especialmente cuando existen diferencias altas de presión a través del yacimiento.

Errores adicionales resultan en la determinación de la presión del yacimiento a partir de presiones medidas en la cabeza del pozo.

Nota: si el campo no se ha desarrollado totalmente, la presión promedia corresponderá a la zona desarrollada, cuyo valor es menor que la presión promedia de todo el yacimiento.

Además de estos, existen otros factores de menor importancia que no son considerados en la deducción de las ecuaciones, estos son:
- Variación del volumen de agua innata con la presión
- Liberación del gas disuelto en el agua innata con la disminución de la presión
- La posible presencia de pequeñas cantidades de intrusión de agua,
- Posible condensación retrograda.
Por ultimo, podemos afirmar que para lograr el objetivo fundamental de obtener la mayor precisión posible de los resultados, no solamente es necesaria la disponibilidad de equipos que faciliten tales objetivos, si no también es imprescindible la disponibilidad de personal capacitado para obtener la mayor certidumbre posible.
Referencia Bibliografica: B.C. Craft y M.F. Hawkins, Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos, Editorial Tecnos, Madrid, España.

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