CONCEPTOS DE INGENIERIA DE RESERVORIOS OBJETIVOS
Transmitir una una visión global de de la ingeniería ingeniería de reservorios y sus diferentes diferentes vinculaciones vinculaciones con otras ciencias (geología, geofísica estadística, etc.). Transmitir la importancia del tratamiento q interpretación de los “DATOS” indirectos obtenidos desde un medio que no podemos “TOCAR” ni “VER” directamente, y que “IDEALIZAMOS” a través de modelos.
¿QUÉ ES INGENIERIA DE RESERVORIOS? Entendimiento de la naturaleza de las interacciones ROCA – FLUIDO – FLUIDO en el reservorio. Entendimiento del desplazamiento desplazamiento complejo de los fluidos dentro del reservorio. Desarrollo de un modelo de flujo para el reservorio, consistente con los datos geológicos; con las mediciones de las propiedades de la roca y fluidos y con als características del comportamiento comportamiento productivo. productivo. Predicción de recuperaciones futuras. Desarrollo de procesos y métodos para mejorar la recuperación de hidrocarburos del reservorio.
RESPONSABILIDADES RESPONSABILIDADES DEL INGENIOR I NGENIOR DE RESERVORIOS.
UN BUEN INGENIERO DE RESERVORIOS DEBE:
Entender la geología y el proceso geológico que genera al reservorio. Familiarizarse Familiarizarse y dominar dominar los principios de mecánica mecánica de fluidos y métodos matemáticos requeridos para resolver problemas de flujo de fluidos en medios porosos. Conocer los principios de la termodinámica. termodinámic a. Tener habilidades de manejo de computadoras, inglés, aspectos mecánicos y eléctricos.
ACTIVIDADES TIPICAS DE LA INGENIERIA DE RESERVORIOS
Determinación de las propiedades petrofísicas de la roca reservorio. Trabajar en conjunto con geólogos, geofísicos para desarrollar estudios de reservorios. Calculo de B.M. para identificar mecanismos de empuje y petróleo insitu. Simulación del flujo en el reservorio bajo escenarios complejos de desplazamiento. Toma de desiciones en le proceso de gerenciamiento de reservorios. Diseño y análisis de nuevos y avanzados procesos para mejorara la recuperación de petróleo.
RESPONSABILIDADES TECNICAS DEL INGENIERO DE RESERVORIOS
Contribuir junto con los geólogos y petrofísicos , a la determinación del volumen de hidrocarburos in – situ. Es una actividad compartida. Determinar la fracción de los hidrocarburos que pueden ser técnica y económicamente recuperados. Esto es el cálculo de reservas. Estimación del factor de recuperación ó eficiencia de recuperación y es una actividad netamente del ingeniero de reservorios. Efectuar los pronósticos de producción, es decir darle una escala de tiempo a la recuperación de petróleo. Con este pronóstico y con los aspectos de inversión, gastos efectuara la evaluación económica de los proyectos. Efectuar aspectos operativos del día a día de la ingeniería de reservorios a través de toda la vida de un proyecto. Actividades que se desarrollaran durante las etapas de delineación y desarrollo de un campo.
HISTORIA DE LA INDUSTRIA PETROLERA Los inicios del siglo XIX cin la REVOLUCION INDUSTRIAL fueron importantes para el uso de combustibles minerales. El primer pozo comercial fue completado en 1859 y marco la transición de la producción y proceso de petróleo en una gran industria en EEUU. El desarrollo de los mores de combustión interna, permitió el crecimiento del uso del petróleo como combustible. En 1990, el petróleo y gas aportaban solo el 8% de la energía. A inicios del siglo XXI la principal fuente de energía proviene de los HC’s. Esto seguirá por lo menos por 50 años más y probablemente continuara hacia fines del 2100.
ACTUALIDAD DE LA INDUSTRIA PETROLERA
HIDROCARBURO: Principal fuente de energía. mayor tendencia al uso del gas. Necesidad de petróleo en el país. Escasos descubrimientos. Incremento y estabilización de precios de crudo. Avances tecnológicos. Cultura de calidad y control medio ambiente.
GERENCIAMIENTO DE RESERVORIOS Uso juicioso de los reservorios disponibles (humanos, tecnológicos y financieros) para maximizar los beneficios procedentes de un reservorio minimizando las inversiones del capital y los gastos operativos, preservando el medio ambiente.
MAXIMIZAR INGRESOS RECUCIR COSTOS
SINERGIA INTEGRACIÓN SINERGIA Concurrencia de energías, fuerzas, acciones. Concurso de varios órganos para realizar una función.
INTEGRACIÓN Estado de organización para liberación de conflictos. Solución a tendencias contradictorias.
TRABAJO EN EQUIPO
ELEMENTOS PARA GERENCIAR UN CAMPO
Conocimiento del sistema a gerenciar.
Conocer el entorno de la empresa.
Saber de la tecnología disponible.
CONOCIMIENTO DEL SISTEMA
Caracterización Estática de reservorio.
Comportamiento Dinámico del reservorio.
Historia del campo.
CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA
COMPORTAMIENTO DINÁMICO DEL RESERVORIO
HISTORIA DEL CAMPO Historia de Perforación, completación, reparaciones, fluidos producidos.
ENTORNO DEL SISTEMA
Contratos, compromisos.
Precios del crudo, costos, mercado.
Medio ambiente, seguridad.
Recursos: financieros, personal.
TECNOLOGIA
Avances tecnológicos, herramientas.
Registros, sísmica 3D, 4D.
Nuevos procedimientos, manejo de datos.
PROCESO DE GERENCIAR UN YACIMIENTO
Establecer la estrategia.
Estudio y definición del plan de explotación.
Implementación.
Monitoreo y seguimiento.
Evaluación.
Redefinición del plan de explotación.
LA VIDA DE UN RESERVORIO
¿QUÉ ES PETROLEO? COMPOSICIÓN GENERAL DEL PETROLEO El petróleo es una mezcla de hidrocarburos que se encuentran naturalmente en el subsuelo. Pueden existir en estado sólido, líquido y gaseoso, dependiendo de P y T. Químicamente esta compuesto de 11 – 13 % en peso de H y 84 – 87% en peso de C. impurezas: O2, SO2, N2, He. La constitución molecular de los petróleos varía grandemente. Se reconocido aproximadamente 18 series de hidrocarburos. Hidrocarburos: gaseosos, bituminosos, cerosos. Color, índice de refracción, olor, densidad, punto de ebullición, punto de congelamiento, punto de encendido, viscosidad. Para la clasificación de los petróleos líquidos se utilizan la densidad, (gravedad específica) y la viscosidad.
DENSIDAD
Sp-gr = Densidad liquido/ densidad del agua, P y T. Sp-gr: 0.75 – 1.01 Escala de tipo Baume. API. Relaciona Sp-Gr con un modelo de densidad llamada GRAVEDAD API.
PROPIEDADES FÍSICAS DE HIDROCARBUROS
GRAVEDAD api > 10 PARA Sp-Gr < 1. Densidad liquido = f(P,T). Es necesario designar condiciones estándar para reportar valores de Sp-Gr y API. Condiciones estándares: presión atmosférica y 60ºF Petróleo extra pesados: API < 10 Petróleo pesado: API 10 – 22,3 Medianos: API 22.4 – 31.1 Livianos: API > 31.1
VISCOSIDAD Petróleo varía de 0,3 centipoise para petróleos saturados con gas a condiciones de reservorio hasta 1000 centipoise para petróleos libres de gas a condiciones atmosféricas. Viscosidades reportadas en términos del tiempo de fluencia en segundo, de un volumen conocido de líquido a través de un orificio estándar. Los tiempos reportados dependen del instrumento empleado, tales como Saybolt Universal, Saybolt Furol.
GAS NATURAL Compuesto de hidrocarburos de la serie parafinico. 80 – 90% CH4 y C2h6 Otros componentes son propano – decano e impurezas como CO2, N2, H2S Los gases son caracterizados por su gravedad. Gravedad gas = Sp-Gr = densidad gas/ densidad aire P, TSC. Gravedad gas = peso molecular gas/peso molecular aire (29) La gravedad de los gases varían 0.6 – 1.1 Composición molecular del gas obtenido por cromatografía.
ORIGEN DEL PETROLEO El petróleo es una sustancia mineral producida de la tierra. El petróleo y el gas están contenidos en el espacio poral de las rocas reservorio. Las rocas más comunes en donde se encuentra petróleo son del tipo sedimentario,. Areniscas y calizas. El petróleo es encontrado en profundidades desde 50 – 21 000 pies Se encuentra en acumulaciones ubicadas bajo ciertas condiciones de ambiente geológico.
ORIGEN DEL PETROLEO TEORIAS: INORGANICA: formada por reacciones químicas, CO2 y agua ORGANICA: La presión y la temperatura originaron luego otras reacciones y polimerizaciones formando los otros componentes del petróleo. Diversas informaciones de origen geológico (en los yacimientos de petróleo se han hallado siempre restos fósiles de animales y vegetales) han hecho que esta teoría fuera casi abandonada.
Las grandes acumulaciones de petróleo y gas son encontradas en cuencas sedimentarias que se encuentran cerca de capas que contienen grandes cantidades de materia orgánica. Esta capa es conocida como roca madre o roca fuente.
TRAMPA RESERVORIO CONSIDERACIOENS GEOLOGICAS Al ser un compuesto líquido, su presencia no se localiza habitualmente en el lugar en el que se generó, sino que ha sufrido previamente un movimiento vertical o lateral, filtrándose a través de rocas porosas, a veces una distancia considerable, hasta encontrar una salida al exterior en cuyo caso parte se evapora y parte se oxida al contactar con el aire, con lo cual e petróleo en sí desaparece – o hasta encontrar una roca no porosa que le impide la salida. Entonces se habla de un yacimiento. El petróleo es encontrado a profundidades de 50 a 21000 pies. Se encuentra en acumulaciones ubicadas bajo ciertas condiciones de ambiente geológico. El petróleo no se encuentra distribuido de manera uniforme en el subsuelo hay que tener presencia de al menos cuatro condiciones básicas para que éste se acumule:
1.- Debe existir una roca permeable de forma tal que bajo presión el petróleo pueda moverse a través de los poros microscópicos de la roca. 2.- El yacimiento debe comportarse como una trampa, ya que las rocas impermeables deben encontrarse dispuestas de tal forma que no existan movimientos laterales de fuga de hidrocarburos. 3.- La presencia de una roca impermeable, que evite la fuga del aceite y gas hacia la superficie. 4.- Debe existir material orgánico suficiente y necesario para convertirse en petróleo por el efecto de la presión y temperatura que predomine en el yacimiento.
Las trampas estructurales se deben a cambios en la estructura o arquitectura de los estratos. Las fuerzas tectónicas quiebran o pliegan las capas originalmente horizontales y crean así interrupciones en las capas o regiones de alto relieve estructural. En ambos casos el petróleo que va migrando por las capas al llegar a estas deformaciones obstaculizantes cesa su migración y comienza entonces el proceso de acumulación en contra de la barrera o tratando de ganar más altura y contemplamos así el nacimiento de un yacimiento petrolífero. Todo petróleo que va llegando a la zona deformada no sigue su lento viaje sino que se queda entrampado y cada vez se añade más y más petróleo al yacimiento, el cual puede ser más o menos grande dependiendo de la cantidad de petróleo que a él llegaba y de la magnitud y extensión de la barrera o área elevada. el cual puede ser más o menos grande dependiendo de la cantidad de petróleo que a él llegaba y de la magnitud y extensión de la barrera o área elevada. Las trampas estratigráficas son. el resultado de cambios en el tipo de roca a lo largo de una determinada capa y son causadas por la peculiar deposición de los mismos sedimentos y no por fuerzas tectónicas deformadoras como en el caso de las trampas estructurales Dicho esto, resulta lógico que el segundo problema del geólogo es localizar las áreas donde existen esas trampas de que hemos hablado y luego probarlas por medio de
perforaciones con el objeto de saber sí en verdad contienen yacimientos comerciante explotables. Es así como Uds. se darán cuenta de que nadie hoy en pleno siglo XX puede afirmar si en cierto terreno hay positivamente petróleo; el único que lo puede comprobar es el taladro una vez que haya llegado al yacimiento y efectuado pruebas convincentes.
DISTRIBUCION DE LOS FLUIDOS EN LAS TRAMPAS: El petróleo poco a poco es expulsado de las rocas generadoras por el peso de los sedimentos depositados encima y también por diferencias de presión de origen tectónico. Este petróleo así expulsado se va concentrando en los poros o cavidades o fracturas de las rocas y comienza a migrar de las partes más profundas de las cuencas hacia los flancos. El petróleo siempre sube al punto más alto posible y en teoría migraña hasta la superficie, como sucede en los manantiales de petróleo, si no se le interpusieran barreras en su camino. Las rocas permeables contienen gas, petróleo y agua Las fuerzas de gravedad y capilaridad controlan la distribución de los fluidos en el reservorio. Las fuerzas gravitacionales ocasionan que los fluidos más densos ocupen las posiciones mas bajas de los reservorios. Las fuerzas capilares ocasionan que los fluidos mojantes suban en los espacios porosos que sostienen los fluidos no mojantes. El agua es fluido mojante con respecto al petróleo y al gas. Y el petróleo es un fluido mojante con respecto al gas. La capilaridad tiende a contrarrestar la fuerza de la gravedad en la segregación de fluidos. Antes de la perforación de los primeros pozos existe equilibrio entre las fuerzas de gravedad y la de capilaridad.
CLASIFICACION DE LAS ROCAS RESERVORIO
Areniscas: arenas de cuarzo compactas – fragmentos de cristales de roca. Calizas: esqueletos de limo ocultando organismos arcillas conteniendo diatomita y otros otras plantas microscópicas yeso/ anhidrita/ calizas disolución química de rocas seguida de la evaporación y la cristalización. ROCAS IGNEAS: Origen volcánico algunos campos productores de gas. Las rocas ígneas mayormente son un indicativo de proximidad de reservorios de gas y petróleo. ROCAS METAMORFICAS: rocas ígneas o sedimentarias que sufrieron un tipo de cambio por presión química y calor. Cuarzo --------------------------- cuarcita -----------------------esquisto de cuarzo Arcilla ----------------------lutita------------------pizarra--------------esquisto Generalmente desfavorables para las acumulaciones de petróleo y gas. ROCAS SEDIMENTARIAS:
CONGLOMERADOS: campos petroleros en Pennsylvania, Texas y Oklahoma ARENAS ARENISCAS: campos en california Alberta, gulf coast y Texas. ARCILLAS LUTITAS: algunos campos en santa maria basin,california y gas in Kentucky CALIZAS: muchos campos en Alberta , middle east y saudí arabia.
