PEREZ COMPANC S.A.
NOCIONES DE INGENIERÍA DE RESERVORIOS
Autores:
Gustavo Becerra Carlos Wouterlood
Febrero 1999
Índice INTRODUCCIÓN .....................................................................................................................5 1- ACUMULACIÓN DE HIDROCARBUROS ......................................................................7 1.1- INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................. 7 1.2- ROCA MADRE O GENERADORA...................................................................................................... 10 1.3- MADURACIÓN Y MIGRACIÓN ........................................................................................................ 11 1.4- ROCA RESERVORIO ....................................................................................................................... 12 1.5- TRAMPA Y SELLO ......................................................................................................................... 12
2- PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL RESERVORIO ...........................................15 2.1- INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................ 15 2.2- COMPORTAMIENTO DE FASE ........................................................................................................ 16 2.2.1- Petróleo de Baja Merma...................................................................................................... 18 2.2.2- Petróleo de Alta Merma ...................................................................................................... 19
2.3- CLASIFICACIÓN DE LOS PETRÓLEOS ............................................................................................. 21 2.4- MUESTREO REPRESENTATIVO DE PETRÓLEO PARA ANÁLISIS PVT ............................................... 22 2.5- PROPIEDADES FÍSICAS .................................................................................................................. 26 2.5.1- Factor de volumen (Bo) ....................................................................................................... 27 2.5.2- Viscosidad del Petróleo (µo) ............................................................................................... 28 2.5.3- Relación Gas Disuelto o Solubilidad del Gas (Rs) .............................................................. 28 2.5.4- Gravedad API ...................................................................................................................... 29 2.5.5- Viscosidad del Gas (µg) ...................................................................................................... 30 2.5.6- Factor volumétrico del Gas (Bg) ........................................................................................ 30
3- P ROPIEDADES PETROFISICAS DE LAS ROCAS RESERVORIO ......................... 32 3.1- POROSIDAD .................................................................................................................................. 32 3.1.1- Medición de la Porosidad .................................................................................................... 34
a) En laboratorio ........................................................................................................................................ 34 b) En reservorio (a través de perfiles) ........................................................................................................ 35
3.2- PERMEABILIDAD........................................................................................................................... 36 3.2.1- Medición de Permeabilidad en laboratorio ......................................................................... 38 3.2.2- Medición de Permeabilidad en reservorio .......................................................................... 40
3.3- SATURACIÓN DE FLUIDOS ............................................................................................................ 41 3.3.1- Medición de la Saturación ................................................................................................... 43
3.4- PERMEABILIDADES RELATIVAS .................................................................................................... 44 3.4.1 Determinación de Permebilidades Relativas ........................................................................ 46
3.5- MOJABILIDAD: ............................................................................................................................. 47 3.5.1- Medición de la mojabilidad: ................................................... E rr or! Bookmark not defined.
3.6- PRESIÓN CAPILAR .................................................................. ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.
4- MECANISMOS DE DRENAJE: ........................ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.
4.1- CLASIFICACIÓN ...................................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. 4.1.1- Empuje Hidráulico ................................................................. E rr or! Bookmark not defined. 4.1.2- Calota de Gas ......................................................................... E rr or! Bookmark not defined. 4.1.3- Gas Disuelto ........................................................................... E rr or! Bookmark not defined. 4.1.4- Otros ....................................................................................... E rr or! Bookmark not defined.
4.2- FACTORES DE RECUPERACIÓN................................................ ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.
5- COMPORTAMIENTO DE UN RESERVORIO EN PRODUCCIONERROR! BOOKMARK NOT 5.1- COMPORTAMIENTO DE FASE EN UN YACIMIENTO ................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. 5.2- COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN EN EL RESERVORIO .......... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.
6- DAÑO DE FORMACION...................................ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. 6.1- INTRODUCCIÓN ...................................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. 6.2- ¿QUÉ ES LO QUE PRODUCE EL DAÑO? ..................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. 6.2.1- Migración de Finos ................................................................ E rr or! Bookmark not defined. 6.2.2- Sensibilidad a la salmuera...................................................... E rr or! Bookmark not defined. 6.2.3- Transformación Química ........................................................ E rr or! Bookmark not defined. 6.2.4- Transformación Mecánica ...................................................... E rr or! Bookmark not defined. 6.2.5- Relación entre punzados y pozo abierto ................................. E rr or! Bookmark not defined.
6.3- ¿CÓMO PREVENIR EL DAÑO? ........................................................................................................ 49 6.4- ¿CÓMO REMEDIAR EL DAÑO DE FORMACIÓN? .............................................................................. 51
7- POR QUÉ SE HACE UN WORKOVER?........................................................................ 52 7.1- INVESTIGACIÓN O CAMBIO DE CONDICIONES DE PRODUCCIÓN/INYECCIÓN . ................................. 52 7.2- CORRECCIÓN DE PROBLEMAS QUE AFECTAN LAS CONDICIONES NORMALES DE UN POZO . ............ 53 7.3- INSTALACIONES NECESARIAS PARA UNA INTERVENCIÓN DE WORKOVER ..................................... 54 7.4- PROGRAMA DE INTERVENCIÓN A POZOS ....................................................................................... 55 7.5- COSTOS DE INTERVENCIONES ....................................................................................................... 56
8- ENSAYOS DE FORMACIÓN...........................................................................................59 8.1- SECUENCIA DE EVENTOS .............................................................................................................. 62 8.2- TIPOS DE ENSAYO ........................................................................................................................ 64 8.3- INTERPRETACIÓN DE ENSAYOS .................................................................................................... 70
9- DEFINICIÓN Y EVALUACIÓN DE RESERVAS .........................................................73 9.1- ETAPAS DESARROLLADAS DURANTE LA VIDA DE UN YACIMIENTO ............................................... 73 9.2- DEFINICIÓN Y EVALUACIÓN DE RESERVAS .................................................................................. 75 9.3- CLASIFICACIÓN DE RESERVAS ...................................................................................................... 75 9.3.1- Reservas Probadas .............................................................................................................. 75
9.3.1.2- Reservas Probadas Desarrolladas ................................................................................................ 76 9.3.1.2- Reservas Probadas No Desarrolladas........................................................................................... 76 9.3.2-Reservas Probables .............................................................................................................. 76
9.3.3- Reservas Posibles ................................................................................................................ 77 9.3.4- Otras clasificaciones de Reservas ....................................................................................... 77
9.4- CÁLCULO DE RESERVAS ............................................................................................................... 78 9.4.1- Analogía .............................................................................................................................. 78 9.4.2- Métodos Volumétricos ......................................................................................................... 78 9.4.3- Balance de Materia ............................................................................................................. 79 9.4.4- Curvas de Declinación ........................................................................................................ 81 9.4.5- Simulación Numérica .......................................................................................................... 82
9.5- IMPORTANCIA DEL CÁLCULO DE RESERVAS .................................................................................. 83 9.6- ANÁLISIS ECONÓMICO DE PROYECTOS ......................................................................................... 84 9.7- PROYECTOS Y SEGUIMIENTO ........................................................................................................ 86
COMENTARIOS FINALES .................................................................................................. 88 BIBLIOGRAFÍA CONSULTADA ........................................................................................ 90
NOCIONES DE INGENIERÍA DE RESERVORIOS INTRODUCCIÓN El llamado sistema de producción de hidrocarburos está compuesto por el reservorio, los pozos, las cañerías y equipos de producción, líneas de captación y demás instalaciones de superficie. Cada uno de estos elementos tiene influencia sobre el resto. Sólo se concibe la operación como un todo, en la que los componentes deben trabajar juntos y buscando el mejor rendimiento de la operación. Tanto técnicos como ingenieros y geólogos deben entender e integrar la operación de cada uno de los componentes antes mencionados. De todos ellos, sólo se verán en el presente
curso las principales ideas, conceptos y principios de que se valen los ingenieros en reservorios y geólogos para efectuar sus tareas de selección de datos, análisis de los mismos, elaboración de proyectos y seguimiento de producción. En primer lugar, se hará una revisión acerca de qué combinación de eventos deben darse para que exista una acumulación de hidrocarburos, luego de ello se explicarán las propiedades de los fluidos y el comportamiento de fase y las propiedades petrofísicas de las rocas reservorios. También se darán nociones de daño de formación, como evitarlo y las causas que motivan un Workover. Por último, se presentarán técnicas básicas para el cálculo de reservas de hidrocarburos, breves nociones sobre evaluación de proyectos y las necesidades de un adecuado seguimiento de los proyectos. Aún persiste la tendencia de utilizar unidades inglesas en la industria del petróleo, razón por la cual será frecuente que se presenten valores en este tipo de unidades durante este desarrollo.
Algunas figuras contienen texto en inglés por ser reproducciones de la bibliografía consultada.
1- ACUMULACIÓN DE HIDROCARBUROS 1.1- Introducción Hay dos teorías principales en cuanto al srcen del petróleo: orgánica e inorgánica. De ellas la que tiene más adeptos es la primera, es decir la que supone que la materia prima a partir de la cual se formó el petróleo fue orgánica. Hay también muchas diferencias de opinión acerca de los detalles de los procesos por los cuales se formó, como así también sobre si el srcen de las materias primas fueron marinas o terrestres. La materia prima sufrió su transformación hasta convertirse en hidrocarburos merced a diversos procesos: acción bacteriana, calor, presión, bombardeo radiactivo, etc. Es posible que hayan actuado separadamente o en conjunto, pero siempre en un ambiente anaeróbico y reductor.. Casi todo el petróleo aparece en sedimentos y de éstos, en su mayoría, en los de srcen marino. Los petróleos son mezclas extremadamente complejas de muchos hidrocarburos. Puede decirse que no hay dos petróleos iguales en su composición. No obstante la mezcla de componentes, el análisis químico de la mayor parte de los petróleos revela notables similitudes. En general tienen algo más del 80 % de carbono, alrededor del 13 % de hidrógeno y mínimas cantidades de oxígeno, nitrógeno y azufre. La temperatura aumenta conforme se gane en profundidad desde la superficie terrestre. En general crece con un gradiente geotérmico de unos 26 ºC/km (1,4 ºF/100 pie). Este gradiente puede tener variaciones capa a capa, según los coeficientes de conductividad térmica de las mismas. A mayor conductividad térmica menor gradiente.
Temperatura (°C) 0
100
200
300
1 2 Gradiente Geotérmico
3
= 20 ° C / km
4 5
La temperatura de los reservorios de petróleo raramente supera los 100 ºC pero en algunos se han llegado a medir temperaturas de 140 ºC. En yacimiento poco profundos la temperatura se acerca a la media atmosférica. Por definición, la presión es la fuerza por unidad de área actuando en una superficie. Al igual que la temperatura, aumenta con la profundidad. En el subsuelo existen tres tipos de presión: litostática, debida al peso de las rocas, de los fluidos, aplicada por estos en los espacios porales, y la suma de ambas llamada geostática..
Presión (psi) 0
5,000
10,000
15,000 0
Presión de sobrecarga (aprox. 1 psi/ft o 22.6 kPa/m)
5,000
10,000
Presión de fluidos (aprox. 0.465 psi/ft o 0.1052 kg/cm2.m)
15,000
1
2
3
Presión litostática
4
5 0
500
1,000
Presión (kg/cm2)
En ausencia de presión litostática hablamos de presión hidrostática. Esta puede expresarse como: P = 0,052 * WT *D siendo P: presión hidrostática (psi) WT: peso del barro (libras/galón) D: profundidad (pies) En general, la presión hidrostática es igual al 50 % de la presión geostática. Se pueden presentar anomalías en las cuencas, dando srcen a las llamadas zonas sobrepresionadas o subpresurizadas. Se estima que las variaciones presión sobre el petróleo han oscilado entre la atmosférica y las 10.000 psi. de algunos reservorios Se considera que el tiempo que se requirió para formar el petróleo y concentrarlo en yacimientos es probablemente inferior al millón de años.
El tema del srcen del petróleo es muy complejo, existen restricciones y objeciones a varias de las teorías enunciadas hasta ahora. Uno puede plantearse para qué complicarse con querer saber más sobre el srcen, migración, etc. si el petróleo ya existe. El conocer estos aspectos ayudará a ubicarlo con más posibilidades de éxito. Resumiendo, para tener una acumulación de hidrocarburos, es necesario que se combinen los siguientes factores:
*
Roca madre o generadora.
*
Maduración.
*
Roca Reservorio o Almacén.
*
Trampa.
*
Sello.
1.2- Roca madre o generadora Los hidrocarburos ( petróleo o gas) requieren para su formación de una compleja secuencia de eventos. Ello se inicia con la depositación de materia orgánica (plancton, restos pequeños de árboles, zooplancton, etc.) en un ambiente de aguas tranquilas que soporta un rápido enterramiento. Esto último es necesario para evitar la descomposición aeróbica de la materia orgánica que, al transformar los compuestos de carbono existentes en los organismos en CO2 y otros elementos, elimina lo que sería la materia prima de los hidrocarburos. Esta descomposición insume el 99,9 % del total de materia orgánica que muere. Estos restos orgánicos se dispersan en el subsuelo debido a la circulación de agua freática y otros mecanismos. Sólo el 0,1 % restante es enterrado junto con los sedimentos inorgánicos y es el porcentaje que tiene posibilidades de constituirse en hidrocarburos. El material sedimentario que constituye estas rocas es de grano muy fino, en general arcilitas, lutitas, fangos carbonáticos, margas bituminosas, etc.
1.3- Maduración y migración A medida que los sedimentos anteriores son enterrados por otros, su temperatura va en aumento, al igual que la presión que soporta la materia orgánica que se encuentra en ellos. Con el tiempo (millones de años) se forma lo que será el srcen del petróleo: el KERÓGENO o QUERÓGENO. Éste tiene diferentes características en función de los materiales que le dieron srcen. Este kerógeno requiere de determinadas condiciones de presión y temperatura para su generación. Estas condiciones se cumplen en lo que se da en llamar “la ventana de petróleo”. Ésta es una zona que se extiende entre 1 y 6 km de profundidad, y temperaturas entre 60 y 320 °C. De acuerdo a la combinación de presión y temperatura, se formará petróleo, gas húmedo (con alto porcentaje de líquido) o gas seco.
Intensidad de Generación
Intensidad de Generación
0
metano biogénico 1
) m (k o i 2 d e m o r 3 p d a id d4 n fu o r P5 6
metano biogénico 60
petróleo
gas húmedo
metano
) C (° 100 a r tu a r e 175 p m e T 225
315
petróleo
gas húmedo
metano
Una vez que el kerógeno alcanza su punto de maduración, sale de la roca madre que lo contuvo. El mecanismo por el cual se produce esta “expulsión” del kerógeno no ha sido explicado aún con suficiente certeza. Una vez fuera de la roca generadora, el petróleo se empieza a mover, migra, por diversos mecanismos (flotación, sobrepresiones, efectos capilares etc), a través de capas más permeables que la que lo generó. En Alberta, Canadá se ha estimado que el petróleo se desplazó o migró desde más de 100 Km. En Hassi Messaoud, Argelia la migración se estimó en 40 Km.
1.4- Roca reservorio El petróleo, en su migración, pasa a través de capas de sedimentos con diferentes características. Para que alguno de ellos se constituya en roca reservorio es necesario que tenga dos propiedades fundamentales:
Porosidad, o suficiente espacio vacío para contener significativa cantidad de hidrocarburos.
Permeabilidad, es decir, la habilidad de que el petróleo fluya a través de los poros. Esto lleva a deducir que no todos los espacios vacíos en la roca son útiles para que la misma sea reservorio, sino que se necesita que esa porosidad esté formada por canales interconectados que permitan el flujo a través de ellos. Las rocas que en general presentan esta combinación de características son las areniscas y los carbonatos. Hay muchas rocas que tienen buena porosidad, pero no tienen capacidad para que el petróleo entre o salga de ellas (limos, sedimentos finos o poco ordenados.)
1.5- Trampa y Sello
Pero con tener una roca reservorio llena de petróleo en movimiento migratorio, no se tiene una acumulación de hidrocarburos. Para ello debe existir lo que se denomina Trampa. Ésta es una configuración geométrica de estructura y/o estratos, en la cual el reservorio está rodeado y confinado por rocas impermeables (el sello). Pueden ser: Anticlinales, fallas, domos salinos, discordancias, arrecifes o combinaciones de todos ellos. En general se habla de trampas estructurales y/o estratigráficas o una combinación de ambas.
Trampa estructural: anticlinal.
Trampa estructural: falla inversa.
Trampa estratigráfica. Además de contener el flujo de petróleo que está migrando, la trampa requiere de una barrera impermeable que evite que el hidrocarburo acumulado en la trampa escape hacia arriba. Las arcillas son las rocas sello más frecuentes. También son sellos, en determinadas ocasiones, las fallas y discontinuidades.
2- PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL RESERVORIO 2.1- Introducción Se describirán las propiedades físicas de los hidrocarburos, cuáles son y cómo afectan la explotación de un yacimiento.
El petróleo es un mezcla compleja de hidrocarburos y las propiedades dependen fuertemente de la composición química de los fluidos. Es por esa razón que dada la infinita variedad de la misma no existe una determinación precisa de cada propiedad en el espacio ni en el tiempo de vida de un yacimiento. Se debe hablar de rangos de valores para los distintos tipos de petróleos y condiciones a las que está sujeto cada yacimiento. Estas se miden en laboratorio sobre muestras obtenidas en campo, en especial en etapas tempranas del desarrollo del yacimiento. Además, existen correlaciones empíricas para la estimación de dichas propiedades cuando no se dispone de dichos análisis. Aquí se tratarán las propiedades de las fases petróleo y gas, que son las que tienen mayor impacto sobre la operación de un yacimiento. Las propiedades físicas del agua se estiman por correlaciones sobre la base del análisis químico. Particularmente interesan su contenido de sales e incrustantes.
Se debe enfatizar la importancia de obtener una muestra que sea representativa. Esto debe hacerse lo antes posible en la vida del yacimiento y luego durante el curso de su explotación. El análisis detallado, por mucho cuidado que ponga el laboratorio, no tendrá valor si la muestra no representa las condiciones reales del yacimiento.
En todos los casos el análisis debe ser físicamente consistente.
2.2- Comportamiento de Fase Para un fluido dado, se tiene el siguiente gráfico, llamado diagrama de fase P – T. Evaporación
n
Líquido ió s e r P
rva Cu
de
de ón r e s i p
r po va
C
Condensación
Gas
Temperatura
Diagrama de Fase de una Sustancia Pura Es un diagrama que representa en un par de ejes coordenados de P y T los límites a los que se producen los cambios de fase (p. ej. L-G).
La presión de vapor es la presión a una determinada temperatura a la cual un líquido está en equilibrio con su vapor. Cuando esta presión iguala a la presión atmosférica, la temperatura a que se logra ese equilibrio es la temperatura de ebullición normal de esa sustancia. Presión Punto de ebullición
Líquido
Gas
Temperatura
La temperatura crítica es aquella por encima de la cual la fase gaseosa no se puede condensar, no importa cual sea la presión.
La presión crítica es aquel valor por debajo del cual ambas fases pueden coexistir a temperaturas menores que la crítica.
Diagrama de Fase de una Sustancia Compuesta
En el subsuelo es muy difícil encontrar una sustancia pura. Los componentes de la misma afectan la curva de presión de vapor.
Si se comparan las curvas de presión de vapor de dos componentes puros A y B, el componente más liviano B tiene una curva más empinada, necesita mayor presión para condensar que el componente pesado A. Este último condensa más fácilmente, a menor presión.
P
B
Puntos de Burbuja Punto Crítico %L
Puntos de Rocío A
T
La mezcla de ambos resulta en una familia de curvas de equilibrio con distintas porcentajes de A y B. Es como si "el más liviano aligerase al más pesado y éste aplastase al otro". Un ejemplo es el caso del arrastre de agua con alcohol. Con las mezclas (petróleo) ya no se puede hablar de una curva de presión de vapor sino de líneas de punto de burbuja y de rocío.
Resumiendo y hablando de un determinado petróleo, se entiende por comportamiento de fase a la relación entre Presión (P), Volumen (V) y Temperatura (T) observada para cada una de las fases presentes en cada petróleo. Es lo que se conoce como estudio oanálisis
PVT o simplemente PVT y sirve para conocer en qué condiciones tenemos una fase líquida, gaseosa o la coexistencia de ambas.
2.2.1- Petróleo de Baja Merma Mediante los diagramas de fase es factible explicar el funcionamiento y la explotación de un yacimiento. En el siguiente diagrama se representa el comportamiento de fase de un petróleo negro o de bajo contenido de volátiles (baja relación gas-petróleo). La línea vertical punteada muestra la evolución de la presión del reservorio a temperatura constante. A medida que la presión baja hasta llegar al separador, P y T caen a lo largo de la flecha hasta encontrar el límite superior de la fase líquida. En ese punto comienza a separarse gas, en una cantidad dada por las curvas (---). Ese porcentaje de livianos separado como gas representa el " encogimiento o merma" sufrido por el petróleo. En la figura se muestran las condiciones típicas de un
separador, por ejemplo 3 kg/cm2 y 35° C, en que la merma podría ser de un 20% (fracción no condensada).
P
Reservorio
L 100 %
S eparador
3 kg/cm2 (* )
80 60 40 20 0
G 35° C
T
El objetivo del diseño de las instalaciones de superficie es minimizar ese porcentaje. La merma puede ser importante si las condiciones del separador caen en la región señalada (*) en el gráfico, aunque es posible bajar bastante la temperatura y la presión con dos etapas de separación sin gran pérdida de livianos.
2.2.2- Petróleo de Alta Merma La merma en este tipo de petróleos es importante en toda la zona de equilibrio gas-líquido (por debajo de la curva de puntos de burbuja).
En la figura siguiente se observa que para este petróleo, bajo las mismas condiciones que en el caso anterior, la merma es de un 80% (porcentaje no condensado). Por ello hay que tratar de operar el separador a una presión mayor que en el caso anterior o bien operar con más etapas para mejorar la recuperación de componentes livianos.
P
Re se rvorio
L 100 % 80 60
Separador 40
3 kg/cm2
20
G
0 35° C
T
Al igual que en el caso de los componentes A y B, vistos en un ejemplo anterior, existen yacimientos de petróleo liviano (altos °API y GOR) como en el caso II, y otros pesados, o de petróleo negro como el I (bajos °API y GOR) o intermedios como el caso III. II
III
P I
T En el siguiente cuadro se esquematizan los estados de fase y volumen de un barril de petróleo, en su camino desde el reservorio al tanque de almacenaje. Algo similar se presentará más adelante relacionado a parámetros del fluido. Es evidente el disímil comportamiento que se tiene en una y otra condición. Es sumamente importante saber si se habla de condiciones de reservorio o de superficie.
Gas Gas
1000 ft3
0.8 bbl
0.625 bbl
1.0 bbl
1.1 bbl
Condiciones
Presión de
En oleoducto
srcinales reservorio.de Solo líquido.
burbuja. Solo líquido.
hacia tanque, por debajo de temperatura y presión la presión de atmosférica saturación.
Tanque a
El petróleo srcinal de un reservorio (que no es lo mismo que la reserva de petróleo) se da siempre en condiciones de superficie. Debe tenerse en cuenta que hay diferencias entre condiciones de superficie y condiciones estándar ( 15 °C y 1 bar).
2.3- Clasificación de los Petróleos Naturaleza Multicomponente del Petróleo Una importante fracción del petróleo está constituida por los hidrocarburos que se denominan parafínicos o saturados. A éstos se agregan los hidrocarburos no saturados y las series cíclicas. Así, puede darse una idea de la gran variedad de componentes y por lo tanto de sus propiedades físicas, función de la composición química.
H H
Estructura
C
Molecular
H H
H
H
H
C
H
H
C
H
H
H
H
C
H
H
C
H
H
C
H
H
C
H
H
C
H
H
C
H
H
C
H
H
H
. ..
H
C
H
(H
C
H)18
C
H
H
H
H Fórmula Condensada
CH4
Abreviatura
C1
C2
C2H6
C3
C3H8
C5
C4H10 .
.
. .
. . C20
Nom bre
Metano
Etano
Propano
Butano
.
. .
Eicos anos
Peso
44
58
72
86
.
. .
282
Molecular
No existe una definición clara para cada tipo de petróleo, pero en general se acepta la siguiente clasificación sobre la base de la relación GOR y la densidad en °API:
Tipo
GOR (m3/m3)
° API
COMPOSICION C1
C2
C3
C4
TIPICA C5
C6+
Gas seco
> 75000
------
0,90 0,05 0,03 0,01 0,01 ----
Condensado
1800
50-75
0,80 0,06 0,04 0,03 0,02 0,05
Pet.. Volátil
500-1000
45-50
0,60 0,08 0,05 0,04 0,03 0,20
Pet.. Negro
20-500
25-45
0,40 0,04 0,04 0,03 0,02 0,43
Pet.. Pesado
0
20-25
0,20 0,03 0,02 0,02 0,02 0,71
2.4- Muestreo representativo de Petróleo para análisis PVT
El método más recomendable es tomar una muestra en fondo. Si esto no es posible se pueden tomar muestras de petróleo y gas en superficie (de tanque y separador) y recombinarlas a las condiciones srcinales de reservorio (T y P).
El método más empleado, consiste en dejar fluir el pozo hasta caudal constante, para lograr la limpieza del fluido en las proximidades del pozo y luego dejarlo cerrado con un Amerada en fondo hasta que se equilibre la presión (esto equivale a lograr el equilibrio entre los fluidos de la formación).
Se debe realizar un gradiente de presión para determinar el nivel agua – petróleo y poder sacar la muestra en la zona de petróleo.
Tomamuestra de petróleo con cierre en fondo
Es aconsejable que luego de tomar cada muestra en campo (habitualmente se toman tres) haga una determinación de la Pb sobre cada muestra a temperatura ambiente. Esto permite determinar si la muestra es representativa o no.
Téngase en cuenta que, normalmente, por disminución de la temperatura (de reservorio a superficie) la muestra tiene dos fases: petróleo líquido y gas libre.
Presión (psi)
Pb
Volumen de muestra cm3
Esto se hace aumentando la presión a la muestra de petróleo mediante una bomba manual (similar a la celda PVT, que se verá en Medición de Laboratorio) hasta observar el quiebre de la curva P-V. Esa presión indica el punto de saturación o Pb a la temperatura del camión.
Las distintas muestras deben presentar un valor de Pb semejante entre sí y consistentes con la presión del reservorio.
Otra forma de efectuar la toma de muestras es la que se colecta del separador para su posterior recombinación. Se toman volúmenes de petróleo y gas y se recombinan para suministrar una muestra ideal, con relación gas petróleo similar a las que muestra el separador. Esta proporción ideal es tal que la presión de burbuja sea igual a la presión
srcinal del reservorio, asumiendo petróleo saturado. Si el reservorio fuese subsaturado podrían presentarse errores.
Medición en Laboratorio
Punto de Burbuja a T1
A temperatura constante se mide el volumen y presión de una muestra de petróleo. Se varía el desplazamiento del pistón y la presión hasta que se
o
produce la liberación de la primera burbuja y se tiene el llamado punto de burbuja, dado por la presión de burbuja (Pb) e indica el límite de la fase líquida a esa temperatura. Continuando la expansión se registran las presiones y volúmenes de las dos fases, las que coexisten hasta el denominado punto de rocío que se produce cuando sólo queda una gota de líquido. Punto de Rocío a T1
Estos cambios se observan a través de una ventana transparente en la celda PVT.
Así
se
repite
el
procedimiento
a
distintas
temperaturas hasta obtener la familia de curvas o diagrama
de
fase
semejante
al
mostrado
anteriormente para la mezcla de los componentes A y B.
2.5- Propiedades Físicas Deben medirse para cada fase, generalmente en condiciones de presión y temperatura del yacimiento, y a veces también a temperatura ambiente y presión atmosférica. A continuación se listan las principales propiedades y la forma en que el laboratorio
habitualmente suministra esta información. Se presentan las variables que están especialmente afectadas por cada una de ellas.
2.5.1- F actor de volumen (B o) El factor de volumen del petróleo (Bo) representa la merma o el encogimiento que ha sufrido 1 m3 de petróleo en condiciones de tanque, debido a la pérdida de componentes livianos (gas) durante su transporte del reservorio al tanque de almacenamiento. En nuestro país es posible encontrar valores entre 1,10-1,40 (m3 reservorio/m3 tanque). Volumen del petróleo condiciones de reservorio (petróleo de tanque + gas disuelto (livianos) Bo =
Volumen de petróleo en condiciones de tanque Como regla nemotécnica se puede decir que en la relación indicada “lo que está abajo va arriba y viceversa”. Cabe destacarse que es un parámetro adimensional.
Las variables especialmente afectadas por Bo son:
Reservas de Petróleo Caudal de petróleo
1.35
Presión de burbuja
1.30
1.25
1.20
1.15
1.10 0
50
100
150
200
Presión, kg/cm 2
2.5.2- Vi scosidad del Petróleo (µo) Esta propiedad está referida a la capacidad de escurrimiento del petróleo. La unidad típica es el poise o centipoise.
Las variables que afecta µo son: µo
Fricción 4.0
Flujo y retención de líquido en cañerías
3.0
2.0 µob Pb
1.0 0 20 40 60
Factor de recuperación
Eficiencia de la recuperación
secundaria
8 0 10 0 1 20
Presión de Reservorio (kg/cm2)
2.5.3- Relación Gas Disuelto o Solubilidad del Gas (R s) Representa el volumen de gas disuelto (m3 de gas medido en condiciones estándar) por cada m3 de petróleo de tanque bajo condiciones de presión y temperatura de reservorio.
Volumen de gas disuelto en condiciones de tanque Rs =
Volumen de petróleo a Pres y Tres Rs
(m3 gas medido @CNTP/m3 petróleo)
80
Las variables relacionadas con Rs son: Gradiente de presión estática
Rsb
60
Cantidad de gas libre y disuelto 40 20
0
Pb 0 20 40 60 80 100 120 Presión de Reservorio (kg/cm2)
2.5.4- Gravedad API Es por definición: 141,5 °API =
- 131,5
(densidad. petróleo/densidad. H2O) IMPORTANTE: Cuanto mayor es el grado API, más liviano y más valioso es el
hidrocarburo.
El valor del °API afecta a:
Valorización del crudo ($/m3) Flujo (tipo de flujo, pérdida de carga, etc)
2.5.5- Vi scosidad del Gas (µg)
µg (cp * 100)
La viscosidad del gas afecta las siguientes variables:
1.9 1.7
Fricción
1.5
Flujo en formación y cañerías
1.3 1.1 0 2 0 40 60 8 0 1 00 1 20 Presión de Reservorio
2.5.6- F actor volumétrico del Gas (Bg) Es la relación entre el volumen que ocupa el gas en condiciones de reservorio y en condiciones de superficie. Es también un parámetro adimensional. Se lo puede expresar de la siguiente manera: Bg= Zr Tr psc/Tsc Pr= Cte. Zr/Pr siendo: Zr factor de compresibilidad de los gases Tr: temperatura de reservorio Pr: presión de reservorio psc y Tsc: la presión y temperatura pseudo críticas
0.005
0.004
0.003
Presión de burbuja 0.002
0.001
0 0
50
100
150
200
Presión, kg/cm2
Estudio PVT se debe hacer una validación o verificación de los parámetros medidos o calculados. La siguiente figura grafica el efecto de la presión sobre el gas disuelto, el cambio de volumen. Es frecuente encontrar incongruencias que pueden llevar a gruesos errores de cálculo.
3- PROPIEDADES PETROFISICAS DE LAS ROCAS RESERVORIO Desde el punto de vista de la explotación de los hidrocarburos, las propiedades físicas de las rocas (propiedades Petrofísicas) que interesan principalmente son: porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos. De ellas dependen las reservas de un yacimiento, así como el caudal que los pozos van a producir. Estas propiedades se miden en laboratorio sobre muestras de roca (testigos laterales o coronas), o indirectamente a través de perfiles. Deben también mencionarse mojabilidad, presión capilar, permeabilidades relativas, etc.
De todas las mencionadas, algunas pueden ser medidas y cuantificadas en laboratorio a través de muestras de roca. Muchas veces la alteración que sufre la roca al ser extraída del reservorio hace que los parámetros que debemos medir (mojabilidad, permeabilidad, etc.) se afecten. En la mayoría de los casos es recomendable evaluarlos, aún a través de mediciones indirectas, a nivel de reservorio.
3.1- Porosidad Se llama porosidad a la relación, normalmente expresada en %, entre el volumen poral vacío y el volumen total de una muestra de roca. Es decir, Volumen de Poros Porosidad = ------------------------
x 100
Vol. Poros + Vol. Granos
El volumen de poros o volumen poral, desde el punto de vista de un reservorio de hidrocaruros, se refiere al volumen de los poros intercomunicados (efectivos). Esto es importante en rocas con sistemas porales complejos donde parte de los poros están aislados y no deben ser considerados.
Las porosidades de las rocas productivas de hidrocarburos suelen estar comprendidas entre un 5 % y 30 %. Dado que la porosidad define el volumen de la roca que es factible de ser ocupado por fluidos, tiene directa relación con las reservas de un yacimiento. Como las rocas reservorio han sido depositadas en un ambiente subacuático, una fracción del volumen poral permanece ocupado con esa agua, y el volumen disponible para los hidrocarburos es siempre menor que el volumen poral. Vale la expresión: Sw + Sg + So = 1 siendo Sw: saturación de agua (fracción) Sg: saturación de gas (fracción) So: saturación de petróleo (fracción) La saturación de agua deberá ser descontada del volumen poral cuando se calcule el volumen de petróleo y gas “in situ”. Debido a la presión que la roca soporta en profundidad, sufre cierta compresión, la cual tiene efecto sobre la porosidad. Es normal que en profundidad la roca tenga una porosidad de un 4 al 10 % menor que el valor de la porosidad medido en superficie. En algunos tipos de rocas poco consolidadas esta diferencia puede ser mayor.
Otra reducción importante de la porosidad está dado por el proceso de cementación que pudo estar sometida al formarse la roca o por efectos posteriores.
Se puede definir porosidad primaria y porosidad secundaria, en función de si fue creada al momento de srcinarse la roca o a posteriori. Cabe mencionar que dos rocas de igual tamaño de granos y libres de material cementante pueden tener diferentes porosidades según el arreglo o acomodamiento de los granos. La
máxima porosidad intergranular de una roca es de 47,6 % y corresponde al caso de granos esféricos con una disposición perfectamente regular (cada grano rodeado por otros 26) .
Porosidad
47.6 %
47.6 %
25.9 %
3.1.1- Medición de la Porosidad a) E n laboratorio
Pueden usarse muestras de testigo corona o testigos laterales (existen técnicas para hacer mediciones sobre “cuttings” con técnicas más sofisticadas). Los métodos se basan en tomar una muestra, por ejemplo un "plug" cortado de una corona, de aproximadamente 2 cm de diámetro y 5 cm de largo y calcular su volumen total (Vt) por sus dimensiones, o sumergiéndola en mercurio (midiendo el Volumen de líquido desalojado). El volumen poral (Vp) se mide saturando completamente la muestra con gas y luego desplazando ese gas y midiendo el volumen desplazado o saturando la muestra con agua y destilando luego en una retorta para obtener el volumen de agua. La porosidad de la muestra, como se vio anteriormente, se puede expresar como: Vp
ø = ---- x 100 Vt
siendo:
ø = Porosidad, en % Vp = volumen poral Vt = volumen total
b) E n reservorio (a través de perfiles)
Se usan varios tipos de perfiles para medir en el pozo las porosidades de la formación. Los más comunes son los que utilizan el sonido o principios radiactivos. Cada compañía de servicio tiene sus nombres comerciales: Acustilog, Sónico, etc. Si bien algunos son aplicables -con limitaciones- en pozo entubado, la medición de porosidad se hace normalmente a pozo abierto. Los perfiles no miden porosidad directamente, sino que miden una propiedad de la roca relacionada con la porosidad, a partir de la cual se puede calcularla. Por ejemplo, el uso del perfil sónico se basa en la relación que hay entre la velocidad de tránsito del sonido en la roca y la porosidad: cuanto más porosidad tiene una roca, menor es la velocidad con que transmite el sonido (es una relación inversa). Lo que el perfil mide es esa velocidad de tránsito, luego la porosidad se calcula a partir de ella. Lo mismo sucede con la densidad de la roca en el caso del perfil de densidad. El perfil neutrón toma una lectura proporcional al número de átomos de hidrógeno que se encuentran alrededor del pozo. Como sólo hay hidrógeno en el agua o en los hidrocarburos, es decir, en el espacio poral, la lectura resulta proporcional a la porosidad. La relación entre la propiedad medida y la porosidad depende de varios factores que deben conocerse para interpretar correctamente un perfil. Los más importantes de esos factores son: el tipo de roca (su litología) y los fluidos presentes (gas o líquido).
Es común correr más de un perfil de porosidad en el pozo, para interpretar mejor los resultados. Para esto se utilizan los datos de corona. Entre los valores de corona (que suelen ser escasos en cantidad) y los de perfiles (abundantes) se pueden definir correlaciones para cada litología de acuerdo, por ejemplo a la expresión: PHI perf = m * Phi corona + b
3.2- Permeabilidad La permeabilidad absoluta de una roca reservorio es la facilidad que tiene un fluido para desplazarse a través de los poros intercomunicados. Cuanto más fácil es el movimiento de los fluidos a través de la roca, tanto mayor es la permeabilidad. Al igual que en el caso de la porosidad, la permeabilidad depende del arreglo y selección de granos. Cuanto más intrincado es el camino que el fluido debe recorrer, menor es la permeabilidad.
Para cada tipo de roca hay una dependencia entre porosidad y permeabilidad: al aumentar la primera, también aumenta la otra. No siempre es fácil lograr una ley de correlación entre ambos parámetros. La permeabilidad puede cambiar bruscamente en pocos metros y tener distintos valores según la dirección en que se la mida. Esto es así pues esta propiedad está muy ligada a la
forma en que se depositaron los sedimentos. No es igual la permeabilidad medida en la dirección de un cauce que la que presenta una sección transversal. Por esto se dice que la permeabilidad es una propiedad direccional. Permeabilidad
Alta
Baja
La unidad de medición de permeabilidad es el Darcy, y se usa comunmente un submúltiplo: milidarcy (mD). 1 Darcy = 1.000 milidarcy Las permeabilidades de las formaciones productivas encontradas en nuestros yacimientos varían de 1 md o menos hasta más de 2.000 md.
3.2.1- Medición de Permeabilidad en laboratori o La medición de la permeabilidad se basa en el flujo de fluidos. Supóngase un trozo de roca permeable (Ver diapositiva ). A través de la roca se hace fluir un líquido (o gas) con una presión constante. Si el sistema está estabilizado, la diferencia de presión de entrada y salida será constante mientras el caudal sea constante. Si el fluido tiene una viscosidad µ, se puede comprobar experimentalmente que el caudal medido guarda una proporcionalidad con los otros parámetros del ensayo, según la fórmula:
Q = - k . A . (¨P2 – P1) L.µ
siendo: Q = caudal de fluido medido (cm3/seg) A = área transversal de la muestra de roca (cm2)
P = (P2–P1) = diferencia de presión entre entrada y salida
(atmósfera) µ = viscosidad del fluido (cp) L = longitud de la muestra considerada (cm) k = constante de proporcionalidad (Darcy) Esa constante de proporcionalidad k se denomina permeabilidad absoluta del medio poroso. El signo menos está referido a que el fluido se mueve de la mayor a la menor presión. Se puede calcular en laboratorio la permeabilidad de una muestra de roca con un ensayo como el anterior, despejando el valor de k de la fórmula: k =- Q .µ . L
P.A
La expresión (1), denominada Ley de Darcy (1856), es la ecuación fundamental que define el flujo de fluidos en medios porosos y permeables. Si bien tiene limitaciones importantes que se mencionan más adelante, es probablemente la ecuación más usada en ingeniería de reservorios.
3.2.2- Medición de Permeabilidad en reservorio La permeabilidad no puede medirse directamente con perfiles, aunque en determinados casos se puede usar algún programa para deducirla a partir de la porosidad. Se debe trabajar a fin de definir la mejor correlación. La permeabilidad se mide en los pozos con ensayos de flujo o de recuperación de presión. Estos valores son los que se utilizan para la carga de datos de los simuladores de reservorio. Tal como ocurre con la porosidad, la permeabilidad se ve afectada por la compresión de la roca en profundidad. Aunque con la permeabilidad el efecto es mayor. Son normales reducciones del orden del 30 % del valor medido en laboratorio, pudiendo esta disminución ser aún mayor en rocas no consolidadas. La dependencia de porosidad y permeabilidad para cada tipo de roca permite construir
10000.0
1000.0 ) d m (
100.0
K
10.0
1.0 0. 0
5. 0
1 0 .0
1 5 .0
2 0 .0
25 . 0
30 . 0 PHI (%)
gráficos de correlación porosidad-permeabilidad (ø - k) Debe destacarse que estos gráficos no son de aplicación general, sino que deben construirse a partir de mediciones de laboratorio o de reservorio para cada formación en particular. En la diapositivas que se adjuntan se dan valores característicos promedio de ø y k para rocas reservorio de distintos yacimientos operados por Perez Companc SA.
3.3- Saturación de Fluidos Se asume que las rocas reservorio están inicialmente embebidas en agua. Durante el proceso de acumulación, los hidrocarburos desplazan al agua para ocupar su lugar, pero este desplazamiento es sólo parcial. Como resultado del mismo, en cada punto del reservorio coexisten una fase acuosa y una fase hidrocarburo en equilibrio. Es decir: del total del volumen poral de una roca reservorio disponible para ser ocupado por fluidos, una parte permanece ocupada por agua y el resto se llena con hidrocarburo. Se denomina saturación de cada fluido a la fracción de volumen poral total del medio poroso que está ocupada por ese fluido. Se expresa en % y la suma de las saturaciones de los fluidos presentes será de 100 %. (Es decir: del 100 % de los poros existentes, cuánto ocupa el agua, y cuánto los hidrocarburos. Ej.: 70 % y 30 %, suponiendo no tener gas libre). Si en un reservorio se encuentran gas y petróleo además de agua, resulta:
So = Saturación de petróleo = Vo (Volumen de petróleo) *100 Vp (Vol. poral total) Sg= Saturación de gas
= V g (Volumen de gas) * 100
Vp (Vol. poral total) Sw = Saturación de agua
= Vw (Volumen de agua) * 100 Vp (Vol. poral total)
sumando las tres saturaciones: So + Sg + Sw = Vo + Vg + Vw = 100% Vp
(Nota: "o" corresponde a "oil", "g" de "gas" y "w" de "water") Se denomina Contacto Agua-Petróleo (o Agua-Gas en reservorios de gas) al plano por debajo del cual la saturación de agua es 100 %, es decir, no ha habido ningún desplazamiento de agua por hidrocarburo . Por encima del C.A.P. (Contacto AguaPetróleo) parte del agua fue desplazada, o sea, la saturación de agua es menor que 100 % y aparece una saturación de petróleo que será mayor cuanto más lejos se esté del C.A.P., ascendiendo en la estructura. La saturación de agua disminuye hasta un valor mínimo donde ya no es posible su desplazamiento. Es agua que no se puede sacar. Esta saturación mínima de agua se denomina Saturación de Agua Irreductible (Swi) y es un parámetro muy importante para caracterizar el reservorio. Valores usuales encontrados en nuestros yacimientos van de 15 a 50 %. Si bien hay varios factores que determinan el valor de Swi para un yacimiento, el más directo es la permeabilidad. Resumiendo, para un yacimiento de petróleo: Swi < Sw < 100 % 0 < So < (100 - Swi)
Es decir que la saturación de agua está entre un mínimo (lo irreductible) y el 100 % (todo agua). La saturación de petróleo está entre 0 (nada de petróleo) y un máximo que no llega al 100 % (siempre queda el agua irreductible presente en la roca).
3.3.1- Medición de la Saturación La saturación de fluidos de una muestra se puede medir en laboratorio por destilación o extracción. Los valores no son considerados representativos, principalmente por contaminación de las muestras y por la dificultad de extraer una muestra que no haya perdido parte de sus hidrocarburos durante la perforación de la corona. El valor de Swi se determina en ensayos de flujo, generalmente al medir permeabilidades. No obstante, la medición más habitual de saturación de fluidos es la que se hace en yacimientos a partir de la interpretación de perfiles. Es una determinación indirecta que es función de la resistividad y la porosidad de la formación. Se usan diversas ecuaciones a partir de las medidas de resistividad y porosidad efectuadas. La más común y más simple es la fórmula de Archie: 1n
R S w F w Rt
( n aproximadamente
siendo: Ro
F = factor de formación
= a øm = ---Rw
2)
Sw = Saturación de agua en el punto considerado (fracción) Rw = Resistividad del agua de formación (ohm-metro) Rt = Resistividad de la formación medida con el perfil (ohm-metro) Ro = Resistividad de la formación saturada 100% con agua (ohm-metro) ø = Porosidad de la formación (fracción) a; m = Constantes de la formación, medidas en laboratorio o determinadas por perfiles. Se han desarrollado otras muchas ecuaciones para tomar en cuenta factores como la arcillosidad de la formación. En general, se obtiene una curva de saturación de agua directamente con la presentación normal de perfiles. Se grafica la Sw de perfiles versus profundidades. A este gráfico se lo denomina de pseudo presión capilar. Es muy importante tener en cuenta que la saturación de agua calculada no representa la saturación de agua con que la capa va a producir. Al ir desarrollando el reservorio se deberá definir de qué valores de saturación calculada se obtendrán producciones comercialmente aceptables en cuanto a corte de agua. Ampliando algo más esta idea, en todo yacimiento hay valores mínimos de porosidad, permeabilidad y máximos de saturación de agua (denominados cut-off) que tiene influencia en la determinación de la comercialidad de la explotación, todo esto fuertemente ligado a precio del crudo y costos de explotación.
3.4- Permeabilidades Relativas La ecuación de Darcy, -si bien ampliamente usada,- no fue desarrollada para su aplicación en yacimientos de hidrocarburos sino para el flujo de agua a través de filtros de arena. La hipótesis básica de Darcy, y que no se cumple nunca en los reservorios, es que el medio poroso está saturado totalmente con un sólo fluido. Si se introduce una segunda fase fluida, la ecuación tal como fue formulada conduce a cálculos equivocados.
Para calcular el flujo de fluidos cuando está presente más de una fase en el medio poroso, se usa una modificación de la Ley de Darcy, introduciendo el concepto de permeabilidad relativa de cada fluido. Al saturarse la roca, por ejemplo con agua y petróleo, cada fluido tiene disponibles para fluir una cantidad menor de canales porales que si él sólo ocupara todos los poros. Como resultado de ésto la permeabilidad del medio para que ese fluido se mueva, es ahora una fracción de la permeabilidad absoluta. Esa fracción se llama permeabilidad efectiva. La permeabilidad relativa se define como la relación de la permeabilidad efectiva de una fase específica a la permeabilidad absoluta considerando 100 % de saturación de esa fase. Se tiene así: Kro = Ko/K
Krw = Ko/K
Krg= Kg/K
Las formas típicas de estos parametros se muestran en los siguientes graficos: Graficos kr
Para una roca produciendo petróleo y agua: (Fig. 5) Qo = caudal de petróleo = Kro. K . A . P L . µo Qw = caudal de agua
= Krw . K. A. P L . µw
siendo: K = permeabilidad absoluta del medio Kro = permeabilidad relativa del petróleo (<1)
Krw = permeabilidad relativa del agua (<1) µo = viscosidad del petróleo µw = viscosidad del agua (A, P y L tienen el significado dado al definir permeabilidad absoluta). Si en el medio poroso está presente una tercera fase fluida, por ejemplo gas, se deberá definir la permeabilidad relativa de esa fase para calcular su caudal. Como ya se dijo, el hecho de que las permeabilidades relativas son siempre una fracción de la permeabilidad absoluta del medio, se debe a que cada fluido tiene que compartir los canales de flujo disponibles cuando se encuentra en presencia de otros. Se puede comprender entonces que cuanto mayor sea la cantidad relativa de uno de los fluidos (mayor saturación) tendrá más canales disponibles para fluir y menos tendrá el otro. La permeabilidad relativa de cada fluido depende entonces de la saturación de ese fluido y es mayor cuanto mayor sea la saturación del mismo en el medio poroso.
3.4.1 Determinación de Permebilidades Relativas Las permeabilidades relativas se miden en laboratorio y se expresan como una tabla o gráfico en función de distintos valores de saturación. La presentación más común es la de la figura (ver diapositiva), donde se tienen las permeabilidades relativas del petróleo y del agua en función de la saturación de agua en la muestra.
1.0
1.0
krw
krg
kr
kr
k
k ro
0.0 0 .0 1 .0
So Sw
1 .0 0 .0
0.0 0.0 1 .0
So Sg
i r
S
ro
o
S
1.0 0 .0
r w
S
o
c
S
g
Existen métodos aproximados para estimar las permeabilidades relativas a partir de valores de producción o de correlaciones según el tipo de roca.
3.5- Mojabilidad: Es una propiedad de las rocas que expresa su tendencia a ser "mojadas" o a estar en contacto por agua o por petróleo. El fluido "mojante" de la roca es el que se extiende cubriendo los granos, formando una especie de membrana sobre los poros. Esta adherencia preferencial hace que el fluido mojante ocupe los poros más pequeños, de donde es más difícil desalojarlo. En la siguiente figura se pueden ver los ángulos de contacto que la fase agua puede tener para diferentes mojabilidades en un sistema agua - petróleo
Agua
Agua
Mojable al agua
Mojablealpetróleo
Agua
Neutro
En un principio se suponía que las rocas eran preferentemente acuohumectantes (waterwet) por su srcen, pero estudios recientes demuestran que en los reservorios es frecuente encontrar rocas de mojabilidad intermedia o francamente mojadas por petróleo. Las causas de mojabilidad preferencial son complejas y entre los factores que intervienen se encuentran: presencia de compuestos activos (polares) en el petróleo o el agua de formación (azufre, oxígeno, nitrógeno), tipo de minerales y salinidad y pH del agua. La misma complejidad del fenómeno hace que no sean muy entendidas las causas de las alteraciones de mojabilidad que pueden ocurrir en los yacimientos. Toda inyección de fluidos a los reservorios podrá producir cambios de mojabilidad indeseados a menos que estén acondicionados con productos (surfactantes) diseñados para evitar ese efecto. Las condiciones de mojabilidad de una roca reservorio tienen gran importancia sobre el factor de recuperación de petróleo, así como en la eficiencia de recuperación por inyección de agua. La mojabilidad al agua es deseable para un proyecto de recuperación secundaria. Cabe agregar que mediante la inyección de productos químicos pude afectarse la mojabilidad de la roca o cambiarse su permeabilidades relativas pero en general estos proyectos son costosos y escapan a la productividad de los reservorios de Argentina. Un reservorio de gas es siempre mojable al agua.
Del gráfico anterior (Mc. Dowell y Muskat,1950), se obtiene que, para 4 TPP (8"), la relación de productividad será de 1,06. Para 2,7 TPP (8"), será de 0,97, por lo que tendremos 9,2 % de pérdida de producción al tener una densidad real de disparo menor. Todo este análisis se realizó asumiendo que el paquete de arenas productivas de 30 m de espesor estaba compuesto de capas de diferentes permeabilidades, en pleno contacto entre sí. Esto es una buena aproximación pero se debe tener en cuenta que en la mayoría de los casos hay membranas arcillosas, que dificultarán el flujo vertical, por lo que la disminución del 9,2 % podría ser un dato conservador. Ya se han nombrado los principales procesos físicos, fisicoquímicos y químicos que producen daño en la formación. Para evitar que esto se produzca hay que saber cómo van a reaccionar los reservorios a intervenir, para ello hay que realizar ensayos de laboratorio con coronas bien preservadas y con los diferentes fluidos posibles de ser utilizados. Las siguientes son las principales operaciones donde se pueden producir daños:
6.3- ¿Cómo prevenir el daño? OPERACI N
Perforación
RIESGO
Lodo
PREVENCI N
Bajo filtrado Bajo Sólido Bajas presiones de bombeo Polímeros
Cementación
Filtrado
Lechada de bajo filtrado [50 cc/30 mín (1000 psi)] Cementaciones
auxiliares
por circulación Punzado
Punzado Tapado (diferencial TCP de presión hacia la capa)
Ácido
Taponamiento
Bajo nivel de fluido por Secuestrante de Hierro
subproductos de la reacción Fracturas
Estabilizador de Finos
Taponamiento de la arena Polímeros de bajo residuo empaquetada Arena
adecuada
profundidad
según
Ensayo
de
generación de finos y toma de
muestra
durante
la
fractura Caudales de producción de
Taponamiento
menor a mayor Salmueras usadas
Taponamiento de
Salinidad adecuada
en
punzados, migración
al tipo de fmción
Workover y
de finos,
Fluidos limpios
Pulling
hinchamiento de
(filtrados)
Arcillas
Eliminación de hierro disuelto (ácido cítrico Herramientas sin pintura Adecuada aplicación de la grasa sellante Tanques
cerrados
y
recubiertos con pintura epoxi Líneas limpias Tubings limpios Desparafinación
Taponamiento de punzados y Petróleo zona
aledaña
al
(parafina y/o asfaltenos)
lo
más
limpio
pozo posible Si
el
ensayo
de
susceptibilidad lo sugiere se puede usar agua Utilizar los dispositivos magnéticos para disminuir la deposición.
Recuperación secundaria
Petróleo, bacterias y sólidos Bactericida de agua inyectada en pozos Filtrado inyectores Incrustaciones
Desoxigenación en
pozos Inhibidor de incrustaciones
Movimiento de finos
Caudales de menor a mayor
productores Excesivo caudal
Ahogue de pozos surgentes o Bloqueo de gas gasíferos
Trabajar con la columna desgasificada inyectando a formación lo mínimo. Punzar
con
instalación
definitiva
6.4- ¿Cómo remediar el daño de formación? En el mejor de los casos el daño de la formación se puede revertir con una estimulación, ya sea con un ácido o con una fractura hidráulica. También se puede realizar un tratamiento con alcohol energizado con nitrógeno o anhídrido carbónico cuando se ha bloqueado un pozo gasífero o petrolífero. Siempre, la prevención sigue siendo lo más económico. Estos temas escapan al alcance de este curso y se desarrollarán en el módulo de estimulación. Cuando hay un daño importante la caída de producción es notoria. Se toma la acción adecuada y se recupera el pozo. El problema se presenta con los daños parciales que no son fáciles de detectar porque el pozo sigue produciendo y no se toma ninguna acción quedando en muchos casos reserva sin recuperar.
7- POR QUÉ SE HACE UN WORKOVER? Como una aproximación al tema se puede clasificar los trabajos de Workover según su finalidad en dos clases:
7.1- Investigación o cambio de condiciones de producción/inyección . Los objetivos pueden ser:
7.1.a Terminación (completación) y recompletación de pozos: Apertura de zonas a producción (punzado), estimulación, cementaciones auxiliares o correctivas, cegado de zonas por alto GOR o WOR, etc. Generalmente significa un incremento de reservas, como se puede ver en la siguiente figura..
Reparación con incorporación de reservas
m3/d
Tiempo
7.1.b Reparación de pozos: Si bien el término es muy amplio, cuando se usa específicamente se refiere a las mismas operaciones de la terminación pero realizadas sobre pozos con cierta historia de producción, en zonas que ya han estado abiertas a producción en pozos vecinos. Puede significar incremento de reservas o aceleración de la recuperación.
b) Reparación con aceleración de la recu eración
m3/d
Tiempo
En las curvas de producción presentadas se puede ver conceptualmente cuándo una reparación es un incremento de reservas o sólo significó una aceleración de la misma , lo cual desde el punto de vista económico puede significar altamente favorable.
7.1.c Cambio de estado de pozos: Conversión de pozos productores a inyectores, abandono de pozos, etc.,
7.1.d Profundizaciones verticales o dirigidas para investigar zonas no atravesadas en la perforación srcinal.
7.1.e Estudio: Mediciones físicas de propiedades del reservorio, perfilajes de corrosión, producción u otros, toma de muestras, etc.
7.2- Corrección de problemas que afectan las condiciones normales de un pozo. Se realizan para:
7.2.a Corrección de problemas mecánicos: Reparación de roturas de casing, eliminación de incrustaciones, solución de pescas, ya sea de elementos de las instalaciones de producción o caídos al pozo, etc.
7.2.b Corrección de problemas de reservorio:
Control de incrustaciones, producción de finos, comunicaciones detrás del casing, irrupción de agua o gas, etc. Un observador experto puede advertir la dificultad de trazar divisiones claras entre los distintos tipos de trabajos. Por el contrario, la oportunidad de intervenir un pozo siempre se utiliza para cumplir con otros objetivos además del principal.
Por ejemplo, solucionar una pesca en la instalación de producción, completar la limpieza de arena o incrustaciones, un lavado ácido, o una toma de presión de fondo. En otro caso, cuando se programa punzar una nueva zona, se pueden probar zonas en reserva o estimular algunas anteriores en producción. Las fronteras no son claras, no sólo entre estas categorías sino también con otras actividades en los pozos: no pocas veces una intervención rutinaria de pulling se complica hasta necesitar un nuevo equipo de más capacidad, con lo que se convierte en reparación. Por otra parte, una profundización de un pozo viejo tendrá muchas características propias de la perforación.
7.3- Instalaciones necesarias para una intervención de Workover La variedad de tareas que deben realizarse durante las intervenciones en pozos hacen necesarias instalaciones muy complejas. La definición del equipo apropiado para una cierta intervención requiere una cuidadosa planificación y previsión de contingencias. No siempre habrá información o experiencia suficiente como para estar preparados en un 100 %. En las áreas de producción se trabaja normalmente con equipos, que se espera, cubran las necesidades de la mayoría de las intervenciones a efectuar durante el año. No obstante, habrá casos donde las contingencias de las maniobras aconsejen el cambio del equipo por uno de más capacidad.
Cuando se habla de capacidad de un equipo no sólo debe pensarse en la potencia disponible en el gancho, sino también en:
- Circuito hidráulico adecuado - BOP y equipamiento de seguridad. - Elementos de confort, comunicaciones, transporte, etc., compatibles con la duración y clase de trabajos. Otros equipos e instalaciones - además del equipo de Workover - que deberán preverse de acuerdo a las maniobras esperadas incluirán:
- Locación, camino y pileta - Suministro de fluidos (agua, petróleo) y aditivos - Tuberías y herramientas según profundidad, presión, etc. - Equipos necesarios de compañías de servicio. Además, todas las maniobras se discutirán contemplando el cuidado del medio ambiente, según los procedimientos operativos implementados por el Sistema de Gestión Ambiental.
7.4- Programa de intervención a pozos Los trabajos a realizar en los pozos durante una intervención se srcinan en necesidades de los distintos sectores del área. Según el Plan de Acción Anual, los sectores de Ingeniería y Geología proponen las intervenciones a realizar para mantener o incrementar la producción del campo, así como para obtener información que permita mejorar el conocimiento de los reservorios y pozos. Es muy importante la participación de Producción a fin de coordinar todas las tareas a realizar antes y después de la intervención. Estas propuestas se refieren - en general - a intervenciones para investigar o cambiar las condiciones en que el pozo afecta al reservorio.
Por otra parte, los sectores operativos detectan los problemas que van a srcinar las intervenciones necesarias para corregir problemas que interrumpen las condiciones normales de operación del pozo. En cualquier caso, la propuesta es un enunciado de objetivos a alcanzar en el pozo a reparar. Para que esté completa deberá incluir un análisis de los costos involucrados y los beneficios esperados. Queda claro que el beneficio puede ser un incremento de producción o inyección, pero no siempre puede ser así, al menos en forma inmediata. Una medición de determinada propiedad o el acondicionamiento de un pozo de observación son beneficios no tangibles. Igual es el caso de las intervenciones programadas para cumplir con normas o regulaciones como las relativas a abandono de pozos. Para que una propuesta se vea reflejada en un programa se requiere un cuidadoso trabajo de planificación a cargo del equipo técnico del área, en el cual se interrelacionan las distintas disciplinas con un único fin: Aumentar las Reservas. En gran medida el éxito técnico-económico de la intervención depende de esta etapa. Deberán incluirse aquí todos los aspectos relacionados con los recursos necesarios, como ser: - Recursos humanos: Planeamiento, supervisión, seguimiento. - Equipo necesario. - Tiempos estimados - Compañías de Servicio involucradas - Riesgo de daño al pozo o las formaciones - Aspectos de seguridad y Cuidado del Medio Ambiente - Materiales especiales necesarios o con riesgo en el transporte y disposición - Análisis de Costos y Beneficios.
7.5- Costos de intervenciones
Es erróneo confundir costos con tarifas. Si bien‚ éstas son una parte importante, los costos involucran aspectos más complejos, y que son producto de considerar la solución óptima . En el siguiente gráfico se puede ver la distribución de costos para intervenciones de distintos tipos en un área operada por PCSA. Se estima que, con pocas variables particulares de cada caso, es aplicable en general, a todas las demás operaciones.
A ertura de los Costos or Ti o de Traba o 50
4343
43 43
45
Investiga. & Cambio de Condic. Corrección de Problemas
40 Corrección de Problemas
35 30 %
2727
25
2222
18 18
20
14 14
15
1111
10 10
10
5 5
7 7
5 0
e ui o
servicios
estimulac.
cementac. testin
e ui amiento
Es evidente la incidencia de las tarifas de equipos y compañías de servicio en ambos casos, pero debe destacarse que los otros servicios asociados al equipo (herramientas, fluido, transporte, filtrado, etc.) son también importantes, significando un 45 % y un 33 % del costo de equipo según el caso.
Otro aspecto importante relacionado con costos se refiere a la eficiencia, entendida como la relación resultado obtenido/recursos empleados.
Resulta evidente que todos pagaríamos una tarifa más alta por cierto servicio si un aumento de eficiencia justifica el adicional. Sin embargo, es mucho más frecuente la discusión por un descuento en ciertos ítems que una definición exacta de la calidad del servicio esperado. Deber tenerse en cuenta también la calidad del servicio obtenido. El concepto de calidad de servicio es difícil de cuantificar en muchos casos, pero quien está en contacto con la operación podrá colaborar mucho a definirlo: Aspectos medibles como el número de piezas sacadas o bajadas por hora o la incidencia de las horas de paro por reparaciones o demoras se combinan con otros más subjetivos como la actitud de servicio, la asistencia técnica o el respeto por las normas de Seguridad, y del Medio Ambiente. Es el conjunto de todos esos factores, y los otros que surjan en cada caso, los que deben evaluarse al considerar costos. Se ve entonces que el concepto de costo empieza por la planificación y no por las tarifas. Esta conclusión tiene una gran importancia por cuanto al bajar los costos aparecen como rentables intervenciones que de otro modo no lo son, y por lo tanto el horizonte de trabajos se amplía. La significación que esto tiene en el cálculo de reservas es evidente.
8- ENSAYOS DE FORMACIÓN Se tratan en este capítulo conceptos relacionados a los denominados ensayos de formación por la vinculación que tiene estos respecto a parámetros petrofísicos (permeabilidad, presión, etc.), características del reservorio (detección de fallas y contribución a la determinación de la geometría del reservorio), evaluación de la productividad del pozo y resultado de estimulaciones (daño de la formación).
Los primeros ensayos de medición de presión se efectuaron a principios de siglo, en el campo de la hidrología. Más tarde este tipo de mediciones se aplicaron a la actividad petrolera. Por ejemplo hace unos 50 años se comenzaron a hacer los primeros ensayos de presión en los pozos surgentes de Irán. La adquisición de datos en esos primeros intentos era muy difícil, y más del 60 % de los resultados estaban errados o se desconocía el por qué de determinada respuesta.
Con la medición en fondo de pozo, registradores de alta precisión y programas de computadoras se ha conseguido obtener resultados más exactos. Se ha pasado de los simples ensayos de determinaciones estáticas a ensayos dinámicos en los que se estudia la evolución de presión y caudal en el tiempo. Para realizar un ensayo de presión se requiere producir una perturbación (variar caudal) y analizar la respuesta (variación de la presión). El caso más común es poner en producción un pozo, a un caudal constante, y luego cerrarlo.
En el siguiente gráfico se muestra en forma esquemática como varía la presión y el caudal durante el ensayo de presión.
Los cambios de caudal que se producen durante un ensayo, inducen variaciones de presión en el pozo y en la roca que lo rodea. Estos cambios de presión se propagan hacia la formación y son afectados de diferentes formas por las características de la roca. Por ejemplo, la perturbación de la presión encontrará dificultad al entrar en una roca de baja permeabilidad, pero pasará sin que nada se oponga a través de una roca de alta permeabilidad. Y si la señal entra en una calota de gas puede que disminuya o desaparezca.
8.1- Secuencia de Eventos
Por lo tanto, un registro de la respuesta de la presión del pozo vs tiempo produce una curva cuya forma está definida por las características del reservorio.
El análisis de esta curva provee más información sobre el reservorio que cualquier otra simple técnica.
Sin embargo, la forma de la curva es afectada también por la historia de producción. Cada cambio en el caudal genera una nueva variación de presión que pasa por el reservorio y se combina con las variaciones de presión previas. La presión que se observa en el pozo será el resultado de la superposición de todos estos cambios de presión. De ahí la importancia de
contar con una muy buena historia de producción cada vez que se realice un ensayo de presión.
8.2- Tipos de Ensayo Según como se varíen los caudales de producción o inyección se pueden lograr diferentes tipos de ensayo de presión: En pozos productores de petróleo o gas:
BUILD-UP (Recuperación de presión): cierre de un pozo que estaba en producción
DRAW-DOWN (Fluencia): poner en producción un pozo cerrado
En pozos productores de gas
ISOCRONAL: Se realizan aperturas y cierres sucesivos del pozo. Las aperturas tienen todas la misma duración, mientras que los cierres se extienden hasta que se alcanza la presión estática del reservorio.
En algunas formaciones, el tiempo necesario para alcanzar la estabilización y ver la presión estática del reservorio durante el cierre puede ser muy extenso. Es por ello que se suele utilizar un ensayo “isocronal modificado”, en el cual la duración de los cierres y aperturas del pozo son todos iguales entre sí.
CONTRAPRESIÓN: Consiste en hacer una “corrida de orificios” con caudales crecientes o decrecientes, con un cierre final. Cada orificio se mantiene hasta que se estabilizan los valores de caudal y presión de fluencia. Tanto éste ensayo como el isocronal se suele terminar con un build up y un gradiente de presión estática. Hay bibliografía sobre ensayos isocronales y de contrapresión realizados en pozos de petróleo. Las técnicas de realización e interpretación son similares.
En pozos inyectores:
FALL OFF: utilizado en pozos inyectores. Se registra la evolución de presión durante un cierre del pozo, luego de haber inyectado un caudal determinado durante un tiempo.
INYECTIVIDAD: Se inyecta un caudal constante y se registra la evolución de presión hasta que el pozo estabiliza. En general, durante los ensayos de capas punzadas se suelen hacer este tipo de pruebas, pero con la idea de obtener solamente el valor estabilizado de caudal y presión de inyección, y no para interpretar el ensayo y obtener datos del reservorio en profundidad.
STEP RATE: Este tipo de ensayo se lleva a acabo para determinar las condiciones de presión y caudal que provocan un fracturamiento de la formación en el pozo inyector. Se inyectan una serie de caudales (5 o más) en orden creciente, registrando su presión dinámica de inyección hasta que se estabilizan. Se pueden hacer con spinner y manómetro en el caso de pozos multicapas.
Presión vs caudal en un gráfico lineal y, si se lograron alcanzar las condiciones de fractura de la capa en inyección, se obtendrá un gráfico del tipo:
Ensayos que involucaran más de un pozo:
INTERFERENCIA Y PULSOS. Estos ensayos se emplean para estudiar la continuidad de los reservorios, definir si una falla es sellante o no, evaluar la capacidad de almacenamiento de una formación. Se produce una perturbación en un pozo (un pulso positivo o negativo) y se trata de detectar la respuesta a la misma en otro pozo. Se requiere
partir de un nivel de presiones estabilizada y con pequeñas oscilaciones, ya que la respuesta en el pozo testigo llega generalmente muy atenuada. En general se especula con poder detectar variaciones de presión de pocas libras.
Para todos los ensayos valen los siguientes comentarios:
Siempre deben estar en conocimiento los sectores involucarados: Producción, Ingeniería, Geología para evitar contraórdenes u operaciones que interfieran con los objetivos del ensayo.
Es importante comenzar los ensayos con buenas condiciones de estabilización. Toda perturbación previa afecta la respuesta del ensayo.
Los instrumentos de medición deben estar en relación con el tipo de ensayo e información que se desee obtener. Así, por ejemplo, es ilógico pretender detectar un pulso con un
elemento de medición de presión mecánico (la respuesta se confundiría con el ruido de fondo) o se malgastaría recursos si se emplea un elemento de medición de fondo para hacer un step rate, si el pozo tiene presión en boca.
La preservación de los registros y las condiciones previas son fundamentales para la posterior interpretación,
8.3- Interpretación de Ensayos
Hace 15 años los ensayos se analizaban solamente con un gráfico llamado Horner, en el cual se graficaban las presiones de fondo vs (tiempo ensayo + tiempo producción previa)/tiempo de producción previa).
La pobre resolución de las ameradas de ese entonces hacía que se obtuviera un gráfico muy rudimentario, por lo que ubicar la línea recta en la última porción de la curva era algo muy subjetivo. Esto hacía que se tuviera una idea muy vaga de la permeabilidad, del daño de formación y en algunos casos hasta de la presión estática.
En la actualidad es posible desarrollar modelos matemáticos que simulen la respuesta del reservorio al cambio del caudal. Las curvas obtenidas de estos modelos se llaman "curvas tipo". Durante la interpretación se pueden comparar la respuesta real con la simulada. Alterando los parámetros del modelo como la permeabilidad o la distancia a una falla se puede encontrar la curva tipo que mejor ajusta. Entonces los parámetros del reservorio de la curva que ajustó se consideran como válidos.
Los programas de interpretación como Interpret, PanSystem u otros similares facilitan el trabajo con las curvas tipo y dan una mayor exactitud.
Todo ensayo se realiza para obtener información a ser empleada. De nada vale hacerlos para “juntar” información que luego quede olvidada. Hay datos que se utilizarán de inmediato mientras que otros serán de aplicación mediata. Un detalle se esto se brinda en el siguiente cuadro:
Simulación A Largo Plazo ACCIÓN
Presión Permeabilidad y daño (S)
A Corto Plazo
Optimización del largo de fracturas Estimulación del pozo: presión, permeabilidad, daño
9- DEFINICIÓN Y EVALUACIÓN DE RESERVAS 9.1- Etapas desarrolladas durante la vida de un yacimiento Cuando se decide explorar en búsqueda de petróleo, inicialmente se realizan relevamientos de
superficie
y
magneto-fotogramétricos,
para
determinar
las
grandes
discontinuidades/contrastes que pueden indicar que en el subsuelo se tiene una estructura capaz de constituirse en trampa de hidrocarburos. Luego de ello, en aquellas zonas más probables, se realiza un relevamiento por sísmica 2D o 3D, en el cual se recorre la superficie terrestre o el fondo marino, generando ondas de sonido que viajan hacia y desde las formaciones en el subsuelo. Es así que se obtiene, a través de la interpretación de los registros de las ondas recibidas en geófonos ubicados a distancias conocidas, una imagen del subsuelo. (Buscar corte sísmico). En estos cortes se pueden apreciar: la forma de la estructura en el subsuelo (anticlinales, homoclinales, etc.); la desaparición de niveles, que puede indicar presencia de trampas estratigráficas; la presencia de fallas que, desvinculando un labio del otro, pueden constituir trampas estructurales, etc. Una vez localizada la mejor ubicación para el primer pozo, que se denomina "exploratorio" (X-##), se perfora el mismo. En general, durante la perforación del pozo se toman una gran cantidad de datos: se obtienen coronas de las zonas de mayor interés, se realizan ensayos a pozo abierto, a los efectos de determinar con la mayor certeza posible, la capacidad de la/las formaciones halladas para producir petróleo o gas en condiciones económicamente favorables. En caso de que ello sea así, se decide la perforación de uno o más pozos "de avanzada" a los efectos de definir la extensión del reservorio, la posible presencia del contacto agua-hidrocarburo, mejorar la caracterización del reservorio al obtener más datos petrofísicos. Luego de lo antes mencionado, se inicia la etapa del desarrollo. Durante la misma, se define el distanciamiento óptimo de pozos, las formaciones que serán objetivos principales y
secundarios, el tipo de pozos a perforar (verticales, horizontales, dirigidos, etc); de esta manera se inicia la etapa de producción primaria del reservorio. La misma se extiende hasta que, por las condiciones de presión en el reservorio, éste no puede producir por sí solo. Es entonces cuando se inicia la etapa de Recuperación secundaria, donde a través de la inyección de algún fluido en el reservorio (en general es agua, puede ser vapor o gas) se genera un frente de presión desde pozos inyectores hacia los pozos productores, que srcina un movimiento de petróleo hacia éstos. El fluido inyectado, con mayor o menor rapidez, llega a los pozos productores; a partir de allí éstos producirán , en conjunto, el fluido inyectado y el petróleo. A la relación de la producción de agua respecto de la de petróleo en pozos petrolíferos se la denomina "WOR" o RAP y su comportamiento, versus acumulada de petróleo, permite calcular las reservas remanentes en formación. Existe otro tipo de recuperación de petróleo, conocido como "recuperación terciaria" o EOR. En este caso, en el reservorio previamente barrido por algún fluido de inyección, se inyecta otro tipo de fluido, de manera tal de empujar el petróleo remanente. Por ejemplo: cuando en la formación existen capas que por su baja permeabilidad no han admitido agua y otras que se encuentran totalmente acuatizadas, se pueden inyectar polímeros. Éstos trabajan reduciendo la permeabilidad de los canales acuatizados, obligando al agua de inyección a moverse por los canales menos permeables, que todavía mantienen petróleo en ellos. Hoy todavía se presenta como un método económicamente poco rentable (o no rentable). Otro método consiste en inyectar gas (CO 2, por ejemplo), de manera de: a) reducir la viscosidad del petróleo y de esa manera permitir que el agua que se inyecta posteriormente lo empuje hacia los pozos productores y b) incrementar la saturación de petróleo (porque el CO 2 es miscible en él) y permitir que se mueva (en función de la curva de permeabilidad relativa). Durante cada una de las etapas que conforman la exploración/explotación de hidrocarburos, se puede apreciar la fuerte relación existente entre la cantidad y calidad de los datos obtenidos respecto de los resultados alcanzados. Es de fundamental importancia que todos los datos extraídos de un pozo (sean en la forma de coronas, estudios de fluidos y
petrofísica, datos de producción) sean manejados cuidadosa y efectivamente, para sacar de ellos el mayor provecho.
9.2- Definición y Evaluación de Reservas
En la exploración y explotación del petróleo, la mayor parte del trabajo de los geólogos e ingenieros se refiere a la Estimación de Reservas y Pronósticos de Producción, así como a desarrollar técnicas para incrementarlas. Los métodos que se aplican, tanto como la precisión de los resultados obtenidos en una estimación, dependen directamente de la calidad y cantidad de los datos disponibles. También depende de los datos la certidumbre o confianza que depositamos en los resultados obtenidos.
La estimación de Reservas de un yacimiento, así como los pronósticos de producción asociados, sirven de base a las evaluaciones económicas que asignan el "valor" que ese yacimiento tiene para su dueño. Esto da una idea clara de la importancia que estos cálculos tienen para la empresa petrolera.
9.3- Clasificación de Reservas Existen varias clasificaciones de reservas, en función de su certidumbre, etapa de recuperación, participación, etc. Describiremos a continuación las más utilizadas.
9.3.1- Reservas Probadas Las Reservas Probadas de hidrocarburos, son las cantidades estimadas que según la información disponible serán recuperadas con razonable certeza (> 90%), de reservorios conocidos, a una determinada fecha, en las condiciones económicas actuales y con la tecnología disponible.
Se considera reservorios conocidos a aquellos en explotación, en la zona con pozos y zonas adyacentes hasta una separación de un distanciamiento (distancia promedio entre pozos). Se
incluyen reservas por recuperación secundaria siempre que haya al menos un proyecto piloto exitoso en ese reservorio y se haya demostrado que es económica su extensión.
En la definición queda establecido que toda estimación de reservas depende de la información disponible. Por eso los estudios de reservas se deben actualizar cada vez que esté disponible nueva información ( Por ej: historia de producción , historia de presiones, nuevos pozos perforados, etc.).
Las Reservas Probadas pueden clasificarse en:
9.3.1.2- ReservasProbadas Desarrolladas
Incluyen las reservas a recuperar con los pozos existentes, sin grandes mejoras en el equipamiento ni la tecnología. Se incluyen las reservas secundarias de los proyectos en marcha. No se consideran inversiones mayores, como reparaciones de pozos.
9.3.1.2- Reservas Probadas No Desarrolladas
Son las reservas a producir a través de reparaciones, perforación de pozos nuevos, profundizaciones verticales o dirigidas e implementación de proyectos de secundaria, siempre sobre reservorios conocidos y con tecnología probada y rentable.
9.3.2-Reservas Probables Las Reservas Probables han sido determinadas por los mismos métodos que las Reservas Probadas, pero por alguna razón se consideran más inciertas.
La incertidumbre puede provenir de: 1) Información parcial o defectuosa.
2) Dudas en la descripción del reservorio, por ejemplo, con la ubicación de los contactos de fluidos o la ubicación de una falla. 3) Aplicación de tecnologías aún no probadas en ese campo (por ejemplo, pozos horizontales) 4) Reservas secundarias cuando las condiciones aparecen como favorables pero todavía no hay producción comprobada.
En cada caso, el responsable de la evaluación decidirá la categoría a asignar teniendo en cuenta las características propias de cada proyecto.
9.3.3- Reservas Posibles Son estimaciones aún más inciertas que las Reservas Probables. En esta categoría se incluyen las reservas de proyectos exploratorios, de estructuras que aún no han sido perforadas o de formaciones perforadas con evaluación de perfiles favorable pero que aun no han sido punzadas en ese u otros campos. También pueden considerarse posibles las reservas de proyectos de recuperación asistida que están en la etapa de prefactibilidad o si hay dudas acerca de los resultados.
9.3.4- Otras clasificaciones de R eservas Además de la clasificación anterior (desde el punto de vista de la certidumbre de la evaluación), otras clasificaciones de reservas pueden ser según: -La Propiedad de las Reservas: Reserva al 100%, descontada la participación de socios, regalías, etc. -La Energía del Reservorio: Reservas Primarias y Secundarias. -El Estado de Producción: Reservas en producción y no productivas.
9.4- Cálculo de Reservas
Se pueden emplear distintos métodos de cálculo de reservas dependiendo de la información y los recursos de que se disponga para su estudio. Debe destacarse que las estimaciones de reservas no pueden ser mejores que los datos disponibles y que, generalmente, las estimaciones son más necesarias cuanto más nuevo es un campo, o sea, cuanto menos datos hay.
En un orden que sigue aproximadamente a la madurez del campo a evaluar (y por ello a la historia de producción disponible) estos métodos son:
9.4.1- Analogía Se usa en la etapa inicial de un proyecto cuando se dispone de información muy general. Se adoptan criterios de semejanza con otros campos de la cuenca y de lo que la experiencia del operador o evaluador pueda agregar. Es posible un análisis estadístico de caudales o reservas por pozo. Son estimaciones preliminares que dan ideas generales sobre el valor de un yacimiento.
9.4.2- Métodos Volumétricos El cálculo se basa en un mapa del subsuelo que define el tamaño del reservorio. Si no hay pozos en el área, este mapa se obtiene de datos sísmicos, y entonces la incertidumbre es mayor.
Del mapa de subsuelo se obtiene el contorno del reservorio, o sea, un área productiva, y el espesor de arena mineralizada. Si hay pozos, de los perfiles se trazan mapas de espesor, de porosidad y de saturación de agua.
Con esos datos se obtiene el volumen de hidrocarburo en subsuelo ("in situ"). Para referirlo a superficie (reserva) se aplica un factor de corrección de volumen (Bo o Bg) obtenido de los datos PVT y el factor de recuperación.
El factor de recuperación varía para petróleo entre 10% y 60% del petróleo "in situ". El valor a adoptar en cada caso se obtiene por analogía con otros campos o a partir de datos estadísticos correlados en función de los parámetros del reservorio y fluido. (Tabla 2).
La ecuación general para cálculo volumétrico de reservas de petróleo es: Np = A . h . ø . (1 - S w) * Fr Bo siendo: Np = Reserva de petróleo [m3] A = Area mineralizada [m2] h = Espesor mineralizado promedio [m] ø = Porosidad promedio [frac] Sw = Saturación de agua promedio [frac] Bo = Factor volumétrico del petróleo [m 3 Res/ m3 sup] Fr = Factor de recuperación = Reserva a recuperar [m3] Hidrocarburo srcinal en sitio [m3] La introducción de programas de cálculo y mapeos por computadora ha mejorado la aplicación de este método al permitir considerar -en lugar de valores promedio- el valor de los parámetros en cada punto del reservorio. Con esto, en caso de contar con suficientes datos, se pueden tomar en cuenta variaciones laterales del espesor o porosidad o el cambio de saturación de agua a medida que ascendemos sobre el contacto agua-petróleo. Con estos datos se generan mapas de cada variable y se multiplican entre sí Los resultados son más exactos que si se toman sólo valores promedio.
9.4.3- Balance de Materia El método del balance de materiales es fundamental para analizar el comportamiento producción de un reservorio. Se utiliza para estimar los volúmenes de hidrocarburos
srcinales “in situ” y el factor de recuperación final del mis mo. Además, se aplica para determinar el mecanismo de drenaje que afecta al reservorio.
En general, las ecuaciones de un balance de materiales tienen tres incógnitas: el volumen de hidrocarburos”in situ”, el tamaño del casquete inicial de gas (si lo hay) y el ingreso de agua desde posibles acuíferos activos.
El método asume un modelo de tanque homogéneo, es decir, las propiedades de la roca y de los fluidos son constantes en todo el reservorio y no existen barreras de flujo. No se tiene en cuenta la geometría del reservorio, lo cual puede imaginarse como si toda la producción e inyección ocurriesen a través de un único punto. En esas condiciones, todo el volumen poral se comporta como un tanque cerrado inicialmente a presión original P0. Si a través de uno o varios pozos se extrae de ese tanque un cierto volumen V 1 de fluido, la presión media baja a un valor P1 y el fluido remanente en el reservorio se expande. La magnitud del descenso de presión desde P 0 (srcinal) hasta P 1 (luego de producir V 1) depende del volumen srcinal y del tipo de fluido del reservorio. Esto es, cuanto mayor sea el volumen srcinal, menor será el descenso de presión que srcine la producción de V 1. Además, si se trata de un fluido de alta compresibilidad el descenso de presión también será menor que en uno menos compresible.
Con la información de un estudio PVT del fluido se puede relacionar el volumen de fluidos srcinal con el volumen producido y la caída de presión. Esta es la ecuación de balance de materiales que adoptará diferentes formas según sea un yacimiento de gas, gas y petróleo, con o sin empuje de agua, etc. Vol. Fluidos Original
Vol. de Fluidos =
Remanente
Vol. de Fluidos +
Producidos
In Situ (P0)
(P1)
(Patm)
Esta ecuación se va resolviendo para distintas etapas en la vida del yacimiento, que lógicamente deberían dar siempre el mismo volumen de fluidos srcinal. Debido a las incertidumbres existentes en la determinación de las variables que afectan el cálculo, deben hacerse correcciones hasta tener un ajuste aceptable. Con ese volumen srcinal, el volumen ya producido y la presión límite de explotación (o factor de recuperación previsto) se tendrá el volumen de reserva a producir. Si se quiere usar el balance de materia como herramienta de pronóstico de comportamiento será necesario disponer de curvas de permeabilidades relativas muy confiables, que son uno de los datos más difíciles de obtener en los yacimientos. Esto, junto a la simplificación excesiva de suponer el reservorio homogéneo limitan bastante su aplicación en este aspecto.
9.4.4- Curvas de Declinación Los pronósticos basados en la extrapolación de tendencias de producción son los más usados y también los más seguros cuando existe suficiente historia de producción. Seguramente constituyen el método de evaluación más difundido que todos los ingenieros han usado alguna vez.
El uso de la extrapolación de curvas se basa en la observación empírica de que para un reservorio determinado y mientras no se cambien las condiciones de producción, la tendencia de las variables observadas seguirá en el futuro el comportamiento exhibido en el pasado. Como el interés del ingeniero es determinar la vida productiva del yacimiento o la reserva a producir, generalmente se grafican caudales de petróleo en función de tiempo o de producción acumulada. Las escalas (lineal, semilogarítmica o log-log) se eligen para que el tramo a extrapolar sea una línea recta, lo que simplifica el tratamiento.
Las variables que se grafican deben ser fácilmente medibles en el campo, para que haya buena historia: además del caudal de petróleo como se dijo, se suele usar el corte de agua, relación agua-petróleo o, para yacimientos de gas, la presión (Aclaración: se analiza la evolución del parámetro p/Z).
9.4.5- Simulación Numérica El término simular se refiere en ingeniería a reproducir artificialmente el comportamiento de un sistema a través de un modelo. Los modelos pueden ser: - Físicos: por ejemplo un aparato de laboratorio que reproduzca determinado fenómeno. (Como sería el caso de modelos a escala de aviones para someterlos a pruebas aerodinámicas) - Matemático: es un sistema de ecuaciones que representan en forma analítica un proceso más o menos complejo. Un simulador o modelo matemático de reservorios es -en resumen- un programa de computación que resuelve las ecuaciones que describen el funcionamiento del reservorio.
Un ejemplo simple de cómo funciona un modelo matemático sería un "simulador de vuelo": en lugar de un avión real, con lo peligroso y caro que resulta, hay programas de computadora que van generando situaciones según ecuaciones previamente definidas.
A diferencia del balance de materia, que consideraba el reservorio como un solo tanque, en los modelos matemáticos se subdivide el reservorio en un gran número de celdas (desde 100 a 10.000 o más) y se asigna a cada una un conjunto de propiedades. Esto permite considerar todas las variaciones conocidas del reservorio.
Con todos los datos disponibles el simulador (modelo) se hace "funcionar" y se ajustan los datos de ingreso de modo tal de reproducir la historia conocida del yacimiento. Cuando se logra ese ajuste, se asume que el modelo está disponible como herramienta de predicción.
Se pueden calcular reservas y pronósticos de producción bajo distintas alternativas de desarrollo, por ejemplo, perforación de pozos "in fill", inyección de agua, mantenimiento de presión, cambio de sistema de extracción, etc., y seleccionar la alternativa más conveniente en base a los resultados comparativos.
El acceso a computadoras de alta velocidad y capacidad en los lugares de trabajo ha extendido significativamente la aplicación de la simulación numérica de reservorios.
9.5- Importancia del cálculo de reservas
El capital de una compañía petrolera está dado por el volumen de reservas que esa compañía tiene. A mayor volumen, mayor capital, con lo cual se puede mantener un determinado nivel de endeudamiento para la compra de nuevas reservas y el crecimiento de la empresa. Es por ello que resulta relevante mantener un ritmo de crecimiento de reservas importante.
Ese crecimiento de reservas puede darse por varios caminos, cada uno de los cuales no es excluyente: *
Adquisición.
*
Mejora del factor de recuperación (secundaria, EOR, etc).
*
Revisiones técnicas.
*
Descubrimiento de reservas exploratorias.
Un índice que representa el grado de crecimiento de las reservas de una compañía, es el denominado “Indice de reposición de reservas”, el que puede ser definido como: IR =
(Reserva año presente - Reserva Año Anterior )
+1
Producción Año Anterior Es decir, que un IR > 1, indicaría que hemos incrementado nuestras reservas por encima de la producción anual. Ése es el objetivo actual de nuestro trabajo: dedicar nuestros esfuerzos a incrementar nuestras reservas para mantener un IR > 1. Esto significa que no sólo debemos “matener” nuestros niveles de reservas (que ya es un logro importante), sino “encontrar” nuevas reservas año a año a través de más estudio sobre el subsuelo.
9.6- Análisis Económico de Proyectos Un determinado volumen de hidrocarburos puede definirse como reserva si y sólo si la producción del mismo es económicamente rentable en el estado actual del conocimiento. Ello hace necesario analizar detenidamente los proyectos de desarrollo de reservas desde el punto de vista económico. Para el análisis de un proyecto se divide al mismo en períodos, cuya duración es normalmente de un año. En cada período deberá calcularse el flujo de caja del proyecto, el que se define por una ecuación financiera, teniendo en cuenta las cantidades de dinero recibidas y las cantidades de dinero pagadas.
Flujo de caja = Ingresos – Desembolsos Poner ejemplo de una planilla sencilla??? Los ingresos son básicamente las ventas de los productos que genere el proyecto y los desembolsos incluyen las inversiones, los gastos (operativos y de administración) y los impuestos. El análisis de los flujos de caja de todos los períodos de un proyecto permite la evaluación del mismo, la consideración de distintas alternativas y la comparación con otros proyectos. Existen indicadores económicos que permiten representar las características del flujo de caja mediante números sencillos y facilitan la comparación de distintos proyectos entre sí. Los indicadores más utilizados son el tiempo de repago o “pay out”, la máxima exposición, el valor actual neto (VAN), la tasa interna de retorno (TIR), y el índice de valor actual. El tiempo de repago es el instante en que la acumulada de los flujos de caja se hace cero. Representa el período durante el cual la compañía estará endeudada a causa del proyecto. La máxima exposición, en cambio, es el valor máximo negativo de los flujos de caja acumulados y representa el máximo endeudamiento de la compañía a causa del proyecto.
El tiempo de repago y la máxima exposición son indicadores de endeudamiento y de cierta manera, miden parte del riesgo del proyecto. Sin embargo, no permiten conocer el rendimiento de la inversión. Para calcular los otros indicadores económicos es necesario considerar el efecto del tiempo sobre los flujos de caja. Es claro que no es posible dar el mismo valor a un peso de hoy que a un peso que se tendrá dentro de algunos años. Por ello, se calculan los flujos de caja actualizados, que representan el valor de cada flujo de caja llevado al año cero del proyecto. Para este cálculo es necesario elegir una tasa de interés o de descuento (i). Es común que se elija esta tasa de descuento como la tasa del proyecto más desfavorable que la compañía habría de encarar concientemente (por ejemplo, i=10%).
Es por esto que muchas
compañías mantienen en secreto la tasa de descuento a la que evalúan sus proyectos. La suma de los flujos de caja actualizados a una tasa de descuento determinada se llama valor actual neto (VAN) a esa tasa. Si el VAN de un proyecto es negativo, el proyecto debe rechazarse, porque el beneficio del mismo, aún siendo exitoso, no alcanza a compensar las inversiones realizadas. Por otra parte, que el VAN sea positivo solo indica que el proyecto puede seguir analizándose. Todavía será necesario evaluar si el VAN del proyecto (que representa el plus de ganancia del mismo) llega a “compensar” el riesgo del mismo, siempre presente en nuestra industria. La tasa interna de retorno se define como aquella tasa de descuento que hace que el VAN del proyecto en análisis sea cero. Finalmente, el cociente entre el VAN y la inversión recibe el nombre de índice de valor actual o rendimiento de la inversión. Este es un excelente indicador en caso de tener que elegir entre proyectos no excluyentes y contar con un presupuesto reducido. Los distintos indicadores económicos presentados poseen ventajas y desventajas según el objetivo del análisis económico que se lleve a cabo. Ningún indicador es universal por lo
que la recomendación más general es conocer todos y utilizar el o los más convenientes en cada circunstancia. Esto dependerá inicialmente de que se esté buscando aceptar o rechazar un proyecto o compararlo con otros con los que éste “compite”; si se comparan varios proyectos habrá que considerar si son excluyentes o no, y en todos los casos deberán tenerse en cuenta las limitaciones presupuestarias de la compañía. Como regla general, habrá que maximizar el valor actual de todas las inversiones a encarar con el presupuesto disponible, respetando las pautas de riesgo y endeudamiento fijadas por la empresa.
Curva de Producción Inversiones
PO
Costos Operativos
Modelo Económico
TIR VAN MAX EXP
9.7- Proyectos y Seguimiento La experiencia ha demostrado que ambas tareas son igualmente importantes. Mientras en “Proyectos” se planea el futuro desarrollo de los yacimientos, desde “Seguimiento” se realiza el control para que los resultados obtenidos sean los esperados.
En ambas facetas es de suma importancia el manejo de los datos, pero en especial en seguimiento. Ello es así, porque la dinámica de los yacimientos hace que disponer de los mejores datos, lo antes posible y con la mayor certidumbre, permita que se puedan tomar decisiones en menor tiempo, y hacer las correcciones necesarias para alcanzar (y a veces superar) el objetivo planteado. Del total de tiempo empleado en analizar un problema, se estima que el 70 % corresponde a la búsqueda de la información y el 30 % restante al análisis. Es claro que lo que se debe buscar es invertir esta relación. Para esto se tiene que trabajar en mejorar la eficiencia en la calidad y recolección de datos para disponer de más tiempo en su posterior análisis y mejorar así nuestras evaluaciones, en un ambiente en donde debe preponderar la interrelación de las disciplinas involucradas (geofísica., reservorios, geología, producción, proyectos, etc.). Este trabajo en equipo es el que permite que, en el conocimiento de un problema, nada se deje de lado. Se pretende que en la búsqueda de la solución “todos” aporten ideas, asegurando de esta forma la optimización del resultado. Está demostrado que la continuidad del equipo de personal en las tareas de estudio y seguimiento permite obtener los mejores resultados.
COMENTARIOS FINALES Es posible que varios de Uds. se hayan preguntado ¿qué tengo que ver yo con la ingeniería de reservorios? Es de esperar que el tema haya quedado, a través de los conceptos vertidos, suficientemente aclarado pero, a modo de resumen final, valen los siguientes comentarios. En la introducción se planteó que el objetivo de este curso es suministrar conceptos básicos de la ingeniería de reservorios y mostrar de qué manera están vinculados a la actividad que cada uno de nosotros realiza. La explotación de un yacimiento no es una carrera de postas en la que cada uno hace un tramo y su responsabilidad llega hasta entregar al testimonio. Alguien definió que más se debe parecer a un equipo de basquet ball, en el que la eficiencia depende de todos y cada uno de los integrantes. Esta es la visión que todos tenemos que tener de este negocio. Todas las funciones son igualmente importantes. La comunicación entre sectores es primordial. Es preferible que sea abundante y no escasa. Se evitará la realización de programas poco eficientes. El trabajo en equipo asegura que todos estén informados. Téngase en cuenta que esto no significa que Todos nos reunamos el día entero en una oficina. Significa: aporte de los conocimientos de cada uno, clarificar los objetivos y asumir responsabilidades en búsqueda de los mejores resultados Lo que no se mide no se puede corregir. Esto vale para dos procesos importantes: el desarrollo y el seguimiento. Sin buenas medidas no se podrán efectuar buenos cálculos y estimaciones como tampoco buenos diagnósticos. Es importantísimo actuar a tiempo cuando se producen desvíos no previstos. Estos desvíos de comportamientos sólo son detectables cuando se cuenta con buenas mediciones. En esto cobra relevancia tanto el trabajo de un instrumentista que calibra adecuadamente los elementos de medición, como el baterista que efectúa precisos controles de producción de gas, agua y petróleo o el encargado de mantenimiento mecánico que asegura la constancia de los procesos de
extracción-inyección de agua. Cuanto menores sean las alteraciones que provoquemos a la explotación, más fáciles serán los diagnósticos. La competencia en la industria nos obligan a reducir costos e incrementar la recuperación si queremos sobrevivir en el mercado. No debemos olvidar que el manejo de los recursos debe ir siempre de la mano del cuidado del medio ambiente.
BIBLIOGRAFÍA CONSULTADA
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