REGISTRO DE NEUTRON COMPENSADO
Registran la cantidad de hidrógeno presente en las formaciones, reflejando la porosidad y el contenido de fluidos en ellas. Donde: -
Un alto rate de conteo de neutrones indica baja porosidad. Un bajo rate de conteo indica una alta porosidad.
Objetivos de los registros de neutrón compensado: -
Determinación de porosidad. Determinación del tipo de roca (combinado con otros perfiles, cross plots). Identificación de gas (por menor lectura). Identificación de límites de capas.
Mecanismo del registro de neutrón compensado: -
La herramienta emite neutrones de alta energía hacia la formación. Los neutrones colisionan con los núcleos de los átomos de la formación. Los neutrones pierden energía (velocidad) en cada colisión. La mayor energía es perdida cuando colisionan con núcleos de átomos de Hidrogeno. Los neutrones son desacelerados lo suficiente y son capturados por núcleos. EL núcleo captor resulta excitado y emite un rayo gamma. Dependiendo del tipo de herramienta, esta registra los rayos gamma ó los neutrones no capturados. EL perfil registra la porosidad basada en los neutrones capturados por la formación. Si existe Hidrogeno en el espacio poroso, la porosidad está relacionada a la relación de neutrones emitidos con los contados como capturados. El registro de Neutrón reporta la porosidad, calibrada asumiendo cierta matriz y agua fresca en los poros, si estas asunciones son invalidas se deberán corregir los valores de porosidad obtenidos.
REPRESENTACION GRAFICA
-
Las primeras herramientas tenían un solo solo detector, pero la mayoría de herramientas modernas tienen dos detectores - Short-Spaced (SS) y Long-Spaced (LS) – lo cual reduce los efectos ambientales en el pozo.
-
Las curvas curvas Near y Far Far son generadas a partir de cuentas cuentas de neutrones neutrones no absorbidos o de rayos gamma de captura que son registrados por los detectores SS y LS, respectivamente. La porosidad calculada con los registros de neutrones se obtiene de la relación Near/Far.
-
Altas cuentas API en los detectores cercano y lejano indican indican baja porosidad (baja concentración de hidrógeno en la formación); inversamente, bajas cuentas en los detectores indican formaciones con alta porosidad.
CALCULO DE POROSIDAD Índice de neutrones (IN) El IN se obtiene generando una escala lineal del registro neutrónico (en API o cuentas por segundo) entre las lecturas mínima y máxima, de la siguiente forma:
Para obtener valores cuantitativos de porosidad, se debe construir una correlación usando IN=0 para la máxima porosidad en arcillas e IN=1 para la mínima porosidad en arenas limpias y apretadas, según los registros de pozos vecinos o según los valores conocidos del yacimiento. La práctica demuestra que éstos valores están en el rango de 3% para areniscas duras y 26% para arcillas. La correlación se realiza en un ploteo semilogarítmico de Porosidad vs. IN. Luego, se obtiene una relación a través de regresión exponencial, la cual se usa para calcular la porosidad a partir del IN. Esta relación es la siguiente:
El valor de (PHImax) es el máximo valor de porosidad para los intervalos arcillosos en los pozos vecinos al que se encuentra en evaluación. Los tres registros de porosidad, Densidad, Neutron y Sonico, comparten estas características: -
Responden diferentemente a diferentes composiciones de matriz. Responden diferentemente a la presencia de gas ó petróleo ligero
Al combinar los tres registros, permiten: -
Deducir la composición de la matriz Indicar el tipo de hidrocarburos en los poros
REGISTRO VS GAS -
Registro Sonico, no sirve para el gas. Neutron compensado, sirve para el gas. Densidad de formación, sirve para el gas.
FLUIDOS DEL YACIMIENTO
OBJETIVO Identificar las diferentes características, propiedades físicas y disposición de los fluidos del yacimiento. PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO Análisis PVT. Factor volumétrico del petróleo. Factor volumétrico del gas. Viscosidad. Densidad. Compresibilidad. Los hidrocarburos. Agua del yacimiento Gas en solución Distribución y saturación de los fluidos del yacimiento.
ANALISIS PVT Prueba realizada en laboratorio a diferentes condiciones de presión, temperatura y volumen. Sirven para hacer diseño y esquemas de instalaciones de producción. Evalúa métodos de recuperación mejorada y se obtiene el POES.
PARAMETROS MEDIDOS EN LA TOMA DE MUESTRA Presión estática de yacimiento. Presión de flujo. Presión y temperatura en el cabezal. Presión y temperatura en el separador. Gastos de líquido y gas en el separador. Factor de encogimiento del aceite.
FACTOR VOLUMETRICO DE FORMACION DE PETROLEO (Bo>1) Volumen de la masa de petróleo a presión y temperatura del yacimiento entre el mismo volumen a condiciones de superficie. =
( + ) ()
FORMACION VOLUMETRICO DE FORMACION DEL GAS (Bg<1)
Volumen de la masa de gas a presión y temperatura del yacimiento entre el mismo volumen a condiciones de superficie. =
() ()
SATURACION Porcentaje de un fluido que ocupa el espacio poroso. =
= + + = 1
VISCODIDAD DEL CRUDO () Fricción interna de los fluidos que causa resistencia al cambio de forma. Varia con la P y T. =
× ×
VISCOCIDAD DEL GAS ( ) Para un gas perfecto, al incrementar la T, la viscosidad incrementa. DENSIDAD DEL CRUDO ( ) Dada por la gravedad API. =
4,
− 131,5 Donde es la gravedad especifica.
COMPRESIBILIDAD Cambio de volumen por unidad de volumen inicial causado por cambio de P. Para el gas (Z), es una función de la P, T y composición del gas. Para el petróleo (Co) se define como cambios fraccionales en el volumen del crudo con el cambio de P a T constante.
Hidrocarburos saturados, cada átomo de C rodeado por cuatro de H. Componentes no saturados, anillos de 6 miembros. Largas cadenas de estructuras aromáticas con heteroátomos (N, S, O). Fracción que precipita con los pentanos.
AGUA DEL YACIMIENTO Se clasifican según su genética y su forma de aparición: Grupo I : Aguas meteóricas. Se dan en acuíferos o confinada en los poros. Grupo II : Aguas fósil. Ha permanecido en la roca desde que se formó. Su porcentaje en la roca es de 10 a 50
Grupo III
: Aguas mixtas.
Mediciones: Cantidad de agua intersticial. Total de solidos minerales disueltos en agua. Constituyentes minerales disueltos en agua.
GAS EN SOLUCION Cantidad de gas en solución. Características físicas del petróleo y gas. Presión y temperatura.
Yacimientos Subsaturados
Yacimientos Saturados
DISTRIBUCION DE FLUIDOS EN EL YACIMIENTO Flotabilidad relativa. Condiciones hidrodinámicas. Porosidad y permeabilidad Saturaciones Presiones capilares.
DIAPOSITIVA 11 DIFERENTES PROCESOS DE RECOBRO DEL PETROLEO 1. YACIMIENTOS CONVENCIONALES
-
-
Recuperación secundaria. Cuando la presencia de energía natural decae, es necesario utilizar energía artificial para estimular el pozo. Recuperación Terciaria. Son aquellos que deben son utilizados en pozos en desarrollo. Es utilizado cuando la Recuperación secundaria no ha sido efectivo y no ha servido para mejorar la producción. Son mucho más costosos que la secundaria. Para ser utilizado, debe conocerse las condiciones del yacimiento, además de la Saturación de agua (Sw).
a. Inyección de agua. Es aquel método de recuperación, que es utilizado para estimular a producción del pozo. Su principal desventaja es que puede generar parafinas en sus tuberías. Tipos I.
Inyección periférica o externa Consiste en inyectar agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento. Es utilizado cuando no hay una buena descripción del yacimiento y la estructura no favorece la inyección de agua.
Ventajas. Se utilizan pocos pozos. Es posible usar pozos productores viejos como inyectores. No se requiere buena descripción del yacimiento. Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua. Desventajas
II.
Parte del agua inyectada no se utiliza para desplazar petróleo. La recuperación es a largo plazo. Puede fallas en caso de no existir buena comunicación.
Inyección en arreglos o dispersa Conocido como inyección de agua interna. Consiste en inyectar agua en la zona de petróleo a través de pozos inyectores. Ventajas. Rápida respuesta de presión y producción, reduce tiempo de agotamiento. Eficiencia de barrido areal elevada. Se puede controlar el frente de invasión y del factor de reemplazo. La invasión es rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de pozos. Desventajas. Mayores costos de instalación, operación y seguimiento por alta densidad de pozos inyectores. Adedamiento del agua inyectada debido a alta velocidad de flujo.
III.
INYECCION DE AGUA MEJORADA La inyección de agua mejorada es un método EOR (Recuperación mejorada de petróleo), caracterizada puesto que al agua se le agregan aditivos para mejorar sus propiedades y asi aumentar el recobro de hidrocarburos. Tipos.
Invasión por polímeros Consiste en añadir al agua de inyección, un tapón de polímeros de un alto peso molecular antes de que esta sea inyectada en el yacimiento.
*Invasión con surfactante Su objetivo es recuperar petróleo residual, del 20 al 40% del volumen poroso, que permanece después de la recuperación primaria o de una inyección de agua.
b. INYECCIÓN DE GAS I.
INYECCIÓN EXTERNA DE GAS Se utiliza en yacimientos de alto buzamiento, con altas permeabilidades verticales.
Ventajas
Desventajas
II.
Mejor eficiencia areal. Mayor beneficio por drenaje por gravedad.
Se requiere una buena permeabilidad vertical. Limitación por existencia de barreras e intercalaciones de lutitas. Producción de gas libre en la zona de petróleo.
INYECCION INTERNA DE GAS Consiste en inyectar gas dentro de la zona de petróleo, se aplica en yacimientos con empuje primario de gas en solución sin capa inicial de gas, homogéneos, delgados y con poco buzamiento.
Ventajas
El gas puede ser inyectado en las zonas más convenientes.
Desventajas
Menor eficiencia de barrido areal. Costo elevado debido a la cantidad de pozos inyectores. No interviene el efecto de segregación gravitacional. Adedamiento del gas inyectado debido a alta velocidad de flujo.
*ESQUEMAS ADICIONALES
Los procesos de Recuperación Mejorada de crudos tienen impacto en el incremento del Factor de Recobro y de las reservas recuperables, y en la extensión de la vida productiva de los yacimientos
MECANISMOS PRIMARIOS
DE
PRODUCCION
Grandes volúmenes de crudo serían dejados en sitio si los yacimientos fuesen producidos solo por mecanismos primarios.
2.
YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES
CONDICIONES FAVORABLES PARA INYECCION DE GAS ¿Por qué Inyección de Gas? -
Mayor Recobro (42% agua vs. 53% gas).
-
Relación de Movilidad favorable (1 al gas, 4 al agua).
-
Excelente transmisibilidad horizontal y vertical.
-
Crudo de baja viscosidad.
-
Yacimiento con buenas propiedades (continuidad, porosidad, permeabilidad, movilidad).
-
Configuración geométrica y buzamiento favorables.
MISCIBILIDAD La miscibilidad es una condición física o estado en el cual dos fluidos están mezclados en todas las proporciones sin la existencia de interfases.
Desplazamiento Miscible Cuando el proceso es inmiscible el agua o fluido de inyección ha dejado petróleo atrapado en condición residual, mientras que cuando se alcanza la miscibilidad el petróleo es removido completamente del medio poroso.
TEORIA DEL DESPLAZAMIENTO (Entre fluidos Inmiscibles). Se produce cuando un fluido ocupa el lugar de otro en un medio poroso, para ello la energía del fluido desplazante debe ser mayor a la energía del fluido desplazado. Tipos I.
PISTON SIN FUGAS (no lo resumi porque esta un poquito complicado) Esquema más simple de desplazamiento inmiscible. Supone un frente de separación (sin zona de transición). Detrás del frente sólo se mueve la fase desplazante, el petróleo remanente en la zona invadida no tiene movilidad. Delante del frente se mueve la fase desplazada. Cuando el fluido desplazante llega a los pozos productores se produce la ruptura.
II.
PISTON CON FUGAS (no lo resumi porque esta un poquito complicado) Esquema más realístico y complejo de modelar, existe una cantidad considerable de petróleo que queda detrás de la cara del pistón imaginario. El petróleo remanente tiene cierta movilidad y ocurre flujo de dos fases en la zona invadida donde la So>Sor. Cuando el fluido desplazante llega a los pozos productores se siguen produciendo cantidades variables de petróleo.
TIPOS DE DESPLAZAMIENTO
PISTON SIN FUGAS Esquema simple de desplazamiento inmiscible. Supone un frente de separación (sin zona de transición). Detrás del frente se mueve la fase desplazante. Delante del frente se mueve la fase desplazada. Petróleo remanente en la zona invadida no se mueve.
PISTON CON FUGAS Esquema realístico y complejo de modelar. Cantidad de petróleo queda detrás de la cara del pistón. Petróleo remanente tiene cierta movilidad y ocurre un flujo de 2 fases en la zona invadida donde So>Sor.
FASE INICIAL O ANTES DE LA RUPTURA Responsable del fluido desplazado, el fluido producido no contiene fluido desplazante. RUPTURA Aparece fluido desplazante en el pozo de producción. FASE SUBORDINADA O DESPUES DE LA RUPTURA Existe producción fase desplazante y desplazada, la primera arrastra a la segunda camino al flujo. MECANISMO DE DESPLAZAMIENTO
El mecanismo de desplazamiento de una inyección de agua se puede presentar en 5 etapas: Condiciones iniciales. Invasión. Llene. Ruptura del agua. Posterior a la ruptura del agua.
Llene Ruptura
Posterior a la Ruptura
CALCULO DE POES. CALCULO DE RESERVAS. MAPAS DE RESERVAS
RESERVA DE HC Reservas de HC son volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos de gas natural comercialmente recuperables a partir de una fecha en adelante. TPOS DE RESERVA
RESERVAS PROBADAS Reservas contenidas en yacimientos delimitados estructural y estratigráficamente por contactos fluidos. Reservas contenidas en áreas cercanas a otras ya perforadas donde hay certeza de producción comercial.
Desarrolladas Yacimientos con todos sus puntos de drenaje perforados en producción.
o
Productoras Porción de los yacimientos correspondientes al área de los pozos productores.
o
No productoras Porción de los yacimientos correspondientes al área de los pozos no productores.
No Desarrolladas Porciones de yacimiento correspondiente a puntos de drenaje no perforados.
METODOS DE CUANTIFICACION DE HC Método volumétrico. Curvas de declinación de producción. Balance de materiales. Simulación de yacimientos. Método de Monte Carlo.
CALCULO DE RESERVAS RECUPERABLES
=
H
7758 × × × ×
= Arena neta petrolífera = Porosidad efectiva = Saturación de petróleo (So = 1 - Sw) = factor volumétrico del petróleo
So Boi
METODO VOLUMETRICO FUENTES DE GENERACION DE LA INFORMACION
SIGEMAP (sistema de generación de mapas) Área del yacimiento. o o Volumen del yacimiento. =
PETROFISICA o Porosidad. Saturación de HC. o
DATA PVT o Factor volumétrico del HC.
FUENTES DE GENERACION DE LA INFORMACION
ESTIMACION DE LAS RESERVAS RECUPERABLES
METODO DE BALANCE DE MATERIALES
Principio de la “conservación de la energía”.
El volumen de un yacimiento puede ser determinado cada vez que se produce una reducción de presión del yacimiento. El volumen de fluidos del yacimiento será igual al volumen de fluidos producidos en un momento. El balance se debe calcular a mismas condiciones de P y T.
MAPAS OFICIALES DE RESERVAS Los mapas mostraran información esópica y estructural. Los mapas deben estar a escala 1:20000. Los mapas deben ser en español y seguir el siguiente esquema: o Norte geográfico. Reticulado de coordenadas UTM. o Nombre y número de parcela. o o Usar símbolos de la leyenda oficial. La condición y características de cada pozo se debe representar o siguiendo la nomenclatura de la leyenda oficial. Los volúmenes de Reserva Probada deben identificarse con la palabra o Yacimiento y los volúmenes de Reserva Probable o Posible con la palabra Prospecto. Las curvas estructurales trazarlas con líneas negras continuas y las o profundidades en pies.
RESUMEN PETROLEO DIAPOSITIVA 10 (30-60): INTRODUCCION A LA COMPLETACION DE POZOS: ENERGIAS DEL YACIMIENTO: Para que un yacimiento petrolífero produzca, debe tener suficiente energía innata capaz de expulsar los hidrocarburos desde cada punto en el yacimiento hasta el fondo de los pozos que lo penetran, y desde aquí hasta Ia superficie y las estaciones de recolección. Cuando exista esta situación se dice que el pozo produce por: FLUJO NATURAL Las fuentes naturales de energía están representadas por la PRESIÓN, a la cual se encuentra la roca y sus fluidos (petróleo, gas y agua) en el yacimiento.
EMPUJE POR GAS CAPA DE GAS
EMPUJE HIDRAÚLICO
El gas acumulado sobre el petróleo, ubicado en Ia parte más alta de Ia trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos.
La disminución de la presión del yacimiento, origina la expansión de un acuífero adyacente al mismo.
EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN
Los fluidos del yacimiento se encuentran en una sola fase o en dos fases uniformemente distribuidas, ocurre una disminución de presión la cual origina una expansión de los fluidos liberándose los hidrocarburos livianos (gas) y ocupando el lugar del fluido producido
Considerado el mecanismo natural más eficiente para la extracción del petróleo. El comportamiento de Los pozos es de larga vida productiva.
La producción de agua empieza temprano en la vida productiva y aumenta considerablemente.
Características Requiere levantamiento artificial temprano en Ia vida productiva.
EXPANSIÓN DE LOS FLUIDOS Y LA ROCA Existe una sola fase. Es el resultado de la combinación de la expansión de la roca y de los fluidos
EMPUJE POR DRENAJE( POR GRAVEDAD) Bajo condiciones especiales en las cuales el yacimiento tiene alto buzamiento y favorece la segregación por gravedad del petróleo y gas.
EMPUJE COMBINADO
Ocurre cuando en el yacimiento actúan dos o más mecanismos de expulsión simultáneamente.
La presión de yacimiento disminuye despacio, y en forma continua en los pozos altos en la estructura.
La presión de yacimiento permanece alta.
La presión de yacimiento declina en forma rápida y continua.
Rápida declinación de la presión.
La Relación Gas— Petróleo producido, aumenta en forma continua
La Relación Gas — Petroleo producido,permanece baja.
La Relación Gas — Petróleo producido, primero es baja, luego aumenta hasta un máximo y por ultimo declina.
La Relación GasPetróleo permanece constante hasta alcanzar el yacimiento la presión de burbujeo. A partir de este momento se hace presente el empuje por gas en solución.
El Factor de Recobro estimado es del 20 al 40% del POES.
El Factor de Recobro estimado es del 35 al 70% del POES.
El factor de Recobro estimado es del 5 al 30% del POES.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL Cuando un pozo deja de producir por flujo natural, se debe generalmente al incremento en el porcentaje de agua o a una declinación de presión del yacimiento. En ese momento, es necesario aplicar una energía adicional para levantar el fluido hasta la superficie. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Consiste en inyectar gas a alta presión a través del anular, dentro de la tubería de producción a diferentes profundidades, reduciendo el peso de la columna de fluido y ayudando a la energía del yacimiento en el levantamiento o arrastre de su petróleo y gas hasta la superficie.
BOMBEO MECÁNICO Método de levantamiento artificial más utilizado a nivel mundial. Una bomba de subsuelo de acción es abastecida con energía transmitida a través de una sarta de cabillas. La energía proviene de un motor eléctrico o de combustión interna, la cual moviliza a una unidad de superficie mediante un sistema de engranaje y correas.
BOMBEO ELECTROSUMERGI BLE Sistema de bombeo a través de bombas electrocentrifugas, es transmitir en forma de presión, la energía de un motor eléctrico sumergida en el fluido del pozo. La unidad se encuentra suspendida de la tubería de producción, sumergida en el fluido del pozo y conectada hasta la superficie a través de un cable para suministrar la energía eléctrica al motor.
BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA Esta bomba es del tipo de desplazamiento positivo rotativo accionada a través de una sarta de cabilla, por un cabezal de rotación en superficie. Su funcionamiento se basa en el principio del tornillo de Arquímedes para transportar los fluidos desde subsuelo hasta la superficie.
BOMBEO HIDRÁULICO
Pozos de baja, y mediana tasa de producción.
Se desea incrementar la producción de un pozo que se produce por flujo natural. En la producción de crudos pesados y extrapesados. Profundidades de hasta 18.000 pies.
Se utiliza para extraer el crudo desde el yacimiento hasta la estación recolectora, a través de una bomba que es accionada por un fluido bombeado a alta presión desde superficie.
Existen dos tipos: CONTINUO E INTERMITENTE APLICACIONES Se utiliza para manejar grandes volúmenes de crudo.
Pozos de crudos extrapesados, pesados,mediano s y livianos.
Pozos de crudos extrapesados, pesados y medianos. Pozos de profundidades
Pozos de profundidades hasta 8000 pies.
desde 800 pies hasta 6000 pies.
Pozos con producciones desde 1000 Bls/dia hasta 100.000 Bls/dia.
Puede realizar levantamientos de crudos a altas temperaturas, así como de fluidos viscosos.
Pozos con revestimientos pequeños. Pozos con alta y baja viscosidad.
No es recomendable aplicar en pozos que producen altos volúmenes de gas.
Pozos con alta temperatura de fondo (500 grados F). Pozos con baja relación de gas.
Pozos con grados de inclinación hasta 59 grados.
BOMBEO MECANICO ROTAFLEX: VENTAJAS Embolada larga y lenta que permite: Mejorar el llenado del barril. Reducir los problemas de golpe de fluido. Minimizar los problemas de interferencia de gas. Reducir el desgaste entre las partes móviles. Reducir los esfuerzos de tensión y compresión sobre la sarta de cabillas. Mejora la vida útil de los equipos de subsuelo. Reduce del 20 al 50% los costos de energía. Aumenta la eficiencia total del sistema.
Tasas de producción que pueden variar en menos de 100 a más 10.000 Bls/dia.
