INGENIERÍA PETROLERA BASICA Ing. Raúl Robbins Martínez I)
Conceptos fundamentales de la Ingeniería Petrolera y Campos de Acción. 1. Geología 2. Geofísica 3. Tipos de rocas 4. Trampas de hidrocarburos 5. Limites de yacimientos 6. Campos de desarrollo del Ingeniero Petrolero
II)
Ingeniería de Yacimientos. 1. Clasificación de los yacimientos 2. Propiedades petrofísicas de los yacimientos 3. Métodos de determinación de la porosidad 4. Permeabilidad 5. Propiedades PVT de los hidrocarburos 6. Reservas de hidrocarburos 7. Determinación del volumen original de hidrocarburos 8. Mecanismos de empuje de los yacimientos 9. Curvas de declinación de la producción. 10. Métodos de recuperación secundaria y mejorada.
III)
Aspectos Prácticos de la Perforación y Terminación de Pozos. 1. Localización de un pozo 2. Descripción de un equipo de perforación 3. Equipos y herramientas de perforación. 4. Programa de perforación 5. Tuberías de Revestimiento 6. Perforación direccional 7. Hidráulica de perforación 8. Propiedades de los fluidos de perforación 9. Clasificación de los fluidos de perforación 10. Terminación de pozos.
IV)
Registros Geofísicos y Pruebas de Presión a Pozos. 1. Clasificación de los registros geofísicos. 2. Propiedades de las rocas a medir 3. Registro del potencial espontáneo 4. Propiedades de las formaciones 5. Registro de rayos gamma 6. Pruebas de presión 7. Antecedentes 8. Tipos de pruebas de presión 9. Diagnostico de régimen de flujo 10. Ejemplos de campo
V)
Aspectos Prácticos de la Ingeniería de Producción. 1. Aparejos de producción 2. Principios de separación de fluidos, baterías de separación. 3. Conducción de fluidos en superficie. 4. Corrosión. 5. Sistemas artificiales de producción.
VI)
Evaluación Económica de Proyectos de Inversión. 1. Valor del dinero con relación del tiempo 2. Diagramas de flujo de caja de capital 3. Interés 4. Tasa de interés. 5. Monto 6. Interés simple 7. Interés compuesto 8. Valor presente y valor futuro 9. Anualidades 10. Principales factores en la ingeniería económica.
CAPITULO-I GEOLOGÍA
(Del griego, geo, ‘tierra’ y logos, ‘conocimiento’, por lo tanto, tratado o conocimiento de la Tierra), campo de la ciencia que se interesa por el origen del planeta Tierra, su historia, su forma, la materia que lo configura y los procesos que actúan o han actuado sobre él. Es una de las muchas materias relacionadas como ciencias de la Tierra, o geociencia, y los geólogos son científicos de la Tierra preocupados por las rocas y por los materiales derivados que forman la parte externa de la Tierra. Para comprender estos cuerpos, se sirven de conocimientos de otros campos, por ejemplo de la física, química y biología. De esta forma, temas geológicos como la geoquímica, la geofísica, la geocronología (que usa métodos de datación) y la paleontología, ahora disciplinas importantes por derecho propio, incorporan otras ciencias, y esto permite a los geólogos comprender mejor el funcionamiento de los procesos terrestres a lo largo del tiempo. Aunque cada ciencia de la Tierra tiene su enfoque particular, todas suelen superponerse con la geología. De esta forma, el estudio del agua de la Tierra en relación con los procesos geológicos requiere conocimientos de hidrología y de oceanografía, mientras que la medición de la superficie terrestre utiliza la cartografía (mapas) y la geodesia (topografía). El estudio de cuerpos extraterrestres, en especial de la Luna, de Marte y de Venus, también aporta pistas sobre el origen de la Tierra. Estos estudios, limitados en un primer momento a las observaciones telescópicas, recibieron un gran impulso con la exploración del espacio que empezó en la década de los años sesenta. Como ciencia mayor, la geología no sólo implica el estudio de la superficie terrestre, también se interesa por las partes internas del planeta. Este conocimiento es de básico interés científico y está al servicio de la humanidad. De esta forma, la geología aplicada se centra en la búsqueda de minerales útiles en el interior de la tierra, la identificación de entornos estables, en términos geológicos, para las construcciones humanas y la predicción de desastres naturales asociados con las fuerzas geodinámicas que se describen más adelante.
Siglo XX
Los avances tecnológicos de este siglo han suministrado herramientas nuevas y sofisticadas a los geólogos y les han permitido medir y controlar los procesos terrestres con una precisión antes inalcanzable. En su teoría básica, el campo de la geología experimentó una gran revolución con la introducción y el desarrollo de la hipótesis de la tectónica de placas que establece que la corteza de la Tierra se divide en varias placas que se mueven, chocan o se alejan en intervalos geológicos. Se considera ahora que las placas grandes empiezan en dorsales oceánicas y de otros tipos, llamados centros de extensión, y se mueven hacia fosos submarinos, o zonas de subducción, donde la materia de la corteza desciende de nuevo. Los lugares de la Tierra donde se producen los grandes terremotos tienden a situarse en los límites de estas placas sugiriendo que la actividad sísmica puede interpretarse como el resultado de movimientos horizontales de éstas. Esta hipótesis se relaciona con el concepto de deriva continental, propuesta por el geofísico alemán Alfred Wegener en 1912. Fue apoyada más tarde por la exploración de las profundidades marinas, gracias a la cual se obtuvieron pruebas de que el fondo marino se extiende, creando un flujo de corteza nueva en las dorsales oceánicas. El concepto de la tectónica de placas se ha relacionado desde entonces con el origen y el crecimiento de los continentes, con la generación de corteza continental y oceánica y con su evolución temporal. De esta forma, los geólogos del siglo XX
han desarrollado una teoría para unificar muchos de los procesos más importantes que dan forma a la Tierra y a sus continentes. La escala de tiempos geológicos Se obtienen registros de la geología de la Tierra de cuatro clases principales de roca, cada una producida en un tipo distinto de actividad cortical: 1) erosión y sedimentación producen capas sucesivas de rocas sedimentarias; 2) expulsión, por cámaras profundas de magma, de roca fundida que se enfría en la superficie de la corteza terrestre, y suministra información sobre la actividad volcánica; 3) estructuras geológicas desarrolladas por rocas preexistentes, restos de antiguas deformaciones; y 4) registros de actividad plutónica o magmática en el interior de la Tierra suministrados por estudios de las rocas metamórficas o graníticas profundas. Se establece un esquema con los sucesos geológicos al datar estos episodios usando diversos métodos radiométricos y relativistas. Las divisiones de la escala de tiempos geológicos resultante se basan, en primer lugar, en las variaciones de las formas fósiles encontradas en los estratos sucesivos. Sin embargo, los primeros c4.000 a 6.000 millones de años de la corteza terrestre, están registrados en rocas que no contienen casi ningún fósil; sólo existen fósiles adecuados para correlaciones estratigráficas de los últimos 600 millones de años, desde el cámbrico inferior. Por esta razón, los científicos dividen la extensa existencia de la Tierra en dos grandes divisiones de tiempo: el criptozoico (vida oculta), o precámbrico, y el fanerozoico (vida evidente), o cámbrico, junto a las divisiones de tiempo más recientes. Diferencias fundamentales en los agregados fósiles del fanerozoico primitivo, medio y tardío han dado lugar a la designación de tres grandes eras: el paleozoico (vida antigua), el mesozoico (vida intermedia) y el cenozoico (vida reciente). Las principales divisiones de cada una de estas eras son los periodos geológicos, durante los cuales las rocas de los sistemas correspondientes fueron depositadas en todo el mundo. Los periodos tienen denominaciones que derivan en general de las regiones donde sus rocas características están bien expuestas; por ejemplo, el pérmico se llama así por la provincia de Perm, en Rusia. Algunos periodos, por el contrario, tienen el nombre de depósitos típicos, como el carbonífero por sus lechos de carbón, o de pueblos primitivos, como el ordivícico y el silúrico por los ordivices y los silures de las antiguas Gran Bretaña y Gales. Los periodos terciario y cuaternario de la era cenozoica se dividen en épocas y edades, desde el paleoceno al holoceno (o tiempo más reciente). Además de estos periodos, los geólogos también usan divisiones para el tiempo de las rocas, llamados sistemas, que de forma similar se dividen en series y algunas veces en unidades aún más pequeñas llamadas fases. El descubrimiento de la radiactividad permitió a los geólogos del siglo XX idear métodos de datación nuevos pudiendo así asignar edades absolutas, en millones de años, a las divisiones de la escala de tiempos. A continuación se expone una descripción general de estas divisiones y de las formas de vida en las que se basan. Los registros fósiles más escasos de los tiempos precámbricos, como hemos dicho, no permiten divisiones tan claras.
Periodo cámbrico (570 a 500 millones de años) Una explosión de vida pobló los mares, pero la tierra firme permaneció estéril. Toda la vida animal era invertebrada, y los animales más comunes eran los artrópodos llamados trilobites (extintos en la actualidad) con miles de especies diferentes. Colisiones múltiples entre las placas de la corteza terrestre crearon el primer supercontinente, llamado Gondwana.
Periodo ordivícico (500 a 430 millones de años) El predecesor del océano Atlántico actual empezó a contraerse mientras que los continentes de esa época se acercaban unos a otros. Los trilobites seguían siendo abundantes; importantes grupos hicieron su primera aparición, entre ellos estaban los corales, los crinoideos, los briozoos y los pelecípodos. Surgieron también peces con caparazón y sin
mandíbula —son los primeros vertebrados conocidos— sus fósiles se encuentran en lechos de antiguos estuarios de América del Norte. Periodo silúrico (430 a 395 millones de años) La vida se aventuró en tierra bajo la forma de plantas simples llamadas psilofitas, que tenían un sistema vascular para la circulación de agua, y de animales parecidos a los escorpiones, parientes de los artrópodos marinos, extintos en la actualidad, llamados euriptéridos. La cantidad y la variedad de trilobites disminuyeron, pero los mares abundaban en corales, en cefalópodos y en peces con mandíbula. Periodo devónico (395 a 345 millones de años) Este periodo se conoce también como la edad de los peces, por la abundancia de sus fósiles entre las rocas de este periodo. Los peces se adaptaron tanto al agua dulce como al agua salada. Entre ellos había algunos con caparazón y con o sin mandíbula, antecedentes de los tiburones y peces de agua dulce a partir de los cuales evolucionaron los anfibios. (Aún existe una subespecie de los tiburones de esta época). En las zonas de tierra, se hallaban muchos helechos gigantes. Periodo carbonífero (345 a 280 millones de años) Los trilobites estaban casi extinguidos, pero los corales, los crinoides y los braquiópodos eran abundantes, así como todos los grupos de moluscos. Los climas húmedos y cálidos fomentaron la aparición de bosques exuberantes en los pantanales, en ellos se formaron los actuales lechos de carbón más grandes. Las plantas dominantes eran los licopodios con forma de árbol, los equisetos, los helechos y unas plantas extintas llamadas pteridospermas o semillas de helecho. Los anfibios se extendieron y dieron nacimiento a los reptiles, primeros vertebrados que vivían sólo en tierra. Aparecieron también insectos alados como las libélulas. Periodo pérmico (280 a 225 millones de años) Las zonas de tierra se unieron en un único continente llamado Pangea, y en la región que correspondía con América del Norte se formaron los Apalaches. En el hemisferio norte, aparecieron plantas semejantes a las palmeras y coníferas auténticas que sustituyeron a los bosques de carbón. Los cambios en el medio, resultado de la redistribución de tierra y agua, provocaron la mayor extinción de todos los tiempos. Los trilobites y muchos peces y corales desaparecieron cuando terminó el paleozoico. Periodo triásico (225 a 195 millones de años) El principio de la era mesozoica quedó marcado por la reaparición de Gondwana cuando Pangea se dividió en los supercontinentes del Norte (Laurasia) y del Sur (Gondwana). Las formas de vida cambiaron considerablemente en esta era, conocida como la edad de los reptiles. Aparecieron nuevas familias de pteridospermas, y las coníferas y las cicadinas se convirtieron en los mayores grupos florales, junto a los ginkgos y a otros géneros. Surgieron reptiles, como los dinosaurios y las tortugas, además de los mamíferos. Periodo jurásico (195 a 136 millones de años) Al desplazarse Gondwana, el norte del océano Atlántico se ensanchaba y nacía el Atlántico sur. Los dinosaurios dominaban en tierra, mientras crecía el número de reptiles marinos, como los ictiosaurios y los plesiosaurios. Aparecieron los pájaros primitivos y los corales formadores de arrecifes crecían en las aguas poco profundas de las costas. Entre los artrópodos evolucionaron animales semejantes a los cangrejos y a las langostas.
Periodo cretácico (136 a 65 millones de años) Los dinosaurios prosperaron y evolucionaron hacia formas más específicas, para desaparecer de forma brusca al final de este periodo, junto a muchas otras formas de vida. (Las teorías para explicar esta extinción masiva tienen en la actualidad un gran interés científico). Los cambios florales de este periodo fueron los más notables de los ocurridos en la historia terrestre. Las gimnospermas estaban extendidas, pero al final del periodo aparecieron las angiospermas (plantas con flores). Periodo terciario (65 a 2,5 millones de años) En el terciario se rompió el enlace de tierra entre América del Norte y Europa y, al final del periodo, se fraguó el que une América del Norte y América del Sur. Durante el cenozoico, las formas de vida de la tierra y del mar se hicieron más parecidas a las existentes ahora. Se termina de formar la Patagonia y el levantamiento de la cordillera de los Andes. La hierba era más prominente, y esto provocó cambios en la dentición de los animales herbívoros. Al haber desaparecido la mayoría de los reptiles dominantes al final del cretácico, el cenozoico fue la edad de los mamíferos. De esta forma, en la época eocena se desarrollaron nuevos grupos de mamíferos como los parecidos a caballos pequeños, los rinocerontes, los tapires, los rumiantes, las ballenas y los ancestros de los elefantes. En el oligoceno aparecieron miembros de las familias de los gatos y de los perros. En el mioceno los marsupiales eran numerosos, y surgieron los simios antropoides (semejantes a los humanos). En el plioceno, los mamíferos con placenta alcanzaron su apogeo, en número y diversidad de especies, extendiéndose hasta el periodo cuaternario. Periodo cuaternario (desde hace 2,5 millones de años hasta la actualidad) Capas de hielo continentales intermitentes cubrieron gran parte del hemisferio norte. Los restos fósiles ponen de manifiesto que hubo muchos tipos de prehumanos primitivos en el norte y sur de África, en China y en Java, en el pleistoceno bajo y medio; pero los humanos modernos (Homo sapiens) no surgieron hasta el final del pleistoceno. Más tarde en este periodo, los humanos cruzaron al Nuevo Mundo a través del estrecho de Bering. Las capas de tierra retrocedieron al final y empezó la edad moderna. Se inicia el descenso y retroceso continental desde el estrecho de Magallanes hasta las Antillas y se generan ríos y lagunas. Campos del estudio geológico La geología se ocupa de la historia de la Tierra, e incluye la historia de la vida, y cubre todos los procesos físicos que actúan en la superficie o en la corteza terrestres. En un sentido más amplio, estudia también las interacciones entre las rocas, los suelos, el agua, la atmósfera y las formas de vida. En la práctica, los geólogos se especializan en una rama, física, o histórica, de la geología. La geología física incluye campos como geofísica, petrología y mineralogía, está enfocada hacia los procesos y las fuerzas que dan forma al exterior de la tierra y que actúan en su interior. Mientras, la geología histórica está interesada por la evolución de la superficie terrestre y de sus formas de vida e implica investigaciones de paleontología, de estratigrafía, de paleografía y de geocronología.
GEOFÍSICA El objetivo de los geofísicos es deducir las propiedades físicas de la Tierra, junto a su composición interna, a partir de diversos fenómenos físicos. Estudian el campo geomagnético, el paleomagnetismo en rocas y suelos, los fenómenos de flujo de calor en el interior terrestre, la fuerza de la gravedad y la propagación de ondas sísmicas (sismología), por
ejemplo. Como subcampo, la geofísica aplicada investiga, con propósitos relacionados con el hombre, características de escala muy pequeña y poco profundas en la corteza, como pequeños domos, sinclinales y fallas. La geofísica de exploración combina también información física y geológica para resolver problemas prácticos relacionados con la búsqueda de petróleo y gas, con la localización de estratos de agua, con la detección de yacimientos con minas nuevas de metales y con diversos tipos de ingeniería civil. Mineralogía La ciencia de la mineralogía trata de los minerales de la corteza terrestre y de los encontrados fuera de la Tierra, como las muestras lunares o los meteoritos. (La cristalografía, rama de la mineralogía, implica el estudio de la forma externa y de la estructura interna de los cristales naturales y artificiales). Los mineralogistas estudian la formación, la aparición, las propiedades químicas y físicas, la composición y la clasificación de los minerales. La mineralogía determinativa es la ciencia de la identificación de un espécimen por sus propiedades físicas y químicas. La mineralogía económica se especializa en los procesos responsables de la formación de menas, en especial de las que tienen importancia industrial y estratégica. Geología estructural Aunque, en un principio a los geólogos estructurales les ocupaba especialmente el análisis de las deformaciones de los estratos sedimentarios, ahora estudian más las de las rocas en general. Comparando las distintas características de estructuras se puede llegar a una clasificación de tipos relacionados. La geología estructural comparativa, que se ocupa de los grandes rasgos externos, contrasta con las aproximaciones teóricas y experimentales que emplean el estudio microscópico de granos minerales de rocas deformadas. Los geólogos especializados en la búsqueda del petróleo y del carbón deben usar la geología estructural en su trabajo diario, en especial en la prospección petrolífera, donde la detección de trampas estructurales que puedan contener petróleo es una fuente importante de información. Sedimentología Este campo, también llamado geología sedimentaria, investiga los depósitos terrestres o marinos, antiguos o recientes, su fauna, su flora, sus minerales, sus texturas y su evolución en el tiempo y en el espacio. Los sedimentólogos estudian numerosos rasgos intrincados de rocas blandas y duras y sus secuencias naturales, con el objetivo de reestructurar el entorno terrestre primitivo en sus sistemas estratigráficos y tectónicos. El estudio de las rocas sedimentarias incluye datos y métodos tomados de otras ramas de la geología, como la estratigrafía, la geología marina, la geoquímica, la mineralogía y la geología del entorno. Paleontología La paleontología, estudio de la vida prehistórica, investiga la relación entre los fósiles de animales (paleozoología) y de plantas (paleobotánica) con plantas y animales existentes. La investigación de fósiles microscópicos (micropaleontología) implica técnicas distintas que la de especímenes mayores. Los fósiles, restos de vida del pasado geológico preservados por medios naturales en la corteza terrestre, son los datos principales de esta ciencia. La paleontografía es la descripción formal y sistemática de los fósiles (de plantas y de animales), y las paleontologías de invertebrados y vertebrados se consideran con frecuencia subdisciplinas separadas.
Geomorfología La geomorfología, es decir, forma y desarrollo de la Tierra, es el intento de establecer un modelo de la parte externa de la Tierra. Los geomorfólogos explican la morfología de la superficie terrestre en términos de principios relacionados con la acción glacial, los procesos fluviales, el transporte y los depósitos realizados por el viento, la erosión y la meteorización. Los subcampos más importantes se especializan en las influencias tectónicas en la forma de las masas de tierra (morfotectónica), en la influencia del clima en los procesos morfogenéticos y en los agregados de tierra (geomorfología del clima) y en la medida y el análisis estadístico de datos (geomorfología cuantitativa). Geología económica Esta rama mayor de la geología conecta con el análisis, la exploración y la explotación de materia geológica útil para los humanos, como combustibles, minerales metálicos y no metálicos, agua y energía geotérmica. Campos afines incluyen la ciencia de la localización de minerales industriales o estratégicos (geología de exploración), el procesado de menas o vetas (metalurgia) y la aplicación práctica de las teorías geológicas a la minería (geología minera). Ingeniería geológica (y del entorno) Los ingenieros geólogos aplican los principios geológicos a la investigación de los materiales naturales —tierra, roca y agua superficial y subterránea— implicados en el diseño, la construcción y la explotación de proyectos de ingeniería civil. Son representativos de estos proyectos los diques, los puentes, las autopistas, los oleoductos, los desarrollos de zonas de alojamiento y los sistemas de gestión de residuos. Una nueva rama, la geología del entorno, recoge y analiza datos geológicos con el objetivo de resolver los problemas creados por el uso humano del entorno natural. El más importante de ellos es el peligro para la vida y la propiedad que deriva de la construcción de casas y de otras estructuras en áreas sometidas a sucesos geológicos, en particular terremotos, taludes (véase Corrimiento de tierra), erosión de las costas e inundaciones. El alcance de la geología del entorno es muy grande al comprender ciencias físicas como geoquímica e hidrología, ciencias biológicas y sociales e ingeniería.
Procesos geológicos Los procesos geológicos pueden dividirse en los que se originan en el interior de la Tierra (procesos endógenos) y los que lo hacen en su parte externa (procesos exógenos). Procesos endógenos La separación de las grandes placas litosféricas, la deriva continental y la expansión de la corteza oceánica ponen en acción fuerzas dinámicas asentadas a grandes profundidades. El diastrofismo es un término general que alude a los movimientos de la corteza producidos por fuerzas terrestres endogénicas que producen las cuencas de los océanos, los continentes, las mesetas y las montañas. El llamado ciclo geotectónico relaciona estas grandes estructuras con los movimientos principales de la corteza y con los tipos de rocas en distintos pasos de su desarrollo. La orogénesis, o creación de montañas, tiende a ser un proceso localizado que distorsiona los estratos preexistentes. La epirogenia afecta a partes grandes de los continentes y de los océanos, sobre todo por movimientos verticales, y produce mesetas y cuencas. Los desplazamientos corticales lentos y graduales actúan en particular sobre los cratones, regiones estables de la corteza. Las fracturas y desplazamientos de rocas, que pueden medir desde unos pocos centímetros hasta muchos kilómetros, se llaman fallas. Su aparición está asociada con los bordes entre placas que se deslizan unas sobre otras —por ejemplo, la falla de San Andrés— y con lugares donde los continentes se separan,
como el Valle del Rift, en África occidental. Los géiseres y los manantiales calientes se encuentran, como los volcanes, en áreas tectónicas inestables. Los volcanes se producen por la efusión de lava desde las profundidades de la Tierra. La meseta de Columbia, en el oeste de Estados Unidos, está cubierta por una capa de basalto volcánico con más de 3.000 metros de espesor y un área de unos 52.000 centímetros cuadrados. Estas mesetas basálticas han sido creadas por volcanes. Los volcanes de la cordillera de los Andes (sur) arrojaban, ya en el cenozoico, gran cantidad de cenizas, las cuales, desparramadas, dieron origen a la región Santacruceña (Argentina), donde los mantos de basalto cubren la meseta patagónica. Otros tipos de volcanes incluyen los acorazados, con perfil ancho y convexo, como los que forman las islas Hawai, y los estratificados, como los de los montes Fuji y St. Helens, compuestos de capas yuxtapuestas de diferentes materiales. Los seísmos están causados por la descarga abrupta de tensiones acumuladas de forma muy lenta por la actividad de las fallas, de los volcanes o de ambos. El movimiento súbito de la superficie terrestre es una manifestación de procesos endógenos que pueden provocar olas sísmicas (tsunamis), taludes, colapso de superficies o subsidencia y fenómenos relacionados. Procesos exogénicos Cualquier medio natural capaz de mover la materia terrestre se llama agente geomórfico. El agua corriente, la subterránea, los glaciares, el viento y los movimientos de agua embalsada en el interior (como mareas, olas y corrientes) son agentes geotérmicos primarios. Puesto que se originan en el exterior de la corteza, estos procesos se llaman epígenos o exógenos. La meteorización es un término que designa un grupo de procesos responsables de la desintegración y de la descomposición de rocas sobre el terreno. Puede ser física, química o biológica y es un pre-requisito para la erosión. La caída de masas ladera abajo (transferencia de material hacia abajo por la acción de su propio peso) comprende deslizamientos y procesos como los flujos y corrimientos de tierra y las avalanchas de escombros. La acción hidráulica es el arrastre por el agua de materia en suspensión o suelta de mayor tamaño; el proceso similar llevado a cabo por el viento se conoce como deflación. La acción de hielo en movimiento se llama a veces burilado; y los glaciares provocan arranques y transportes de rocas. La sedimentación fluvial contribuye al nivelado general de la superficie terrestre como resultado de depósitos, que se forman cuando el medio que los transporta pierde fuerza.
TIPOS DE ROCAS Rocas ígneas. Rocas formadas por el enfriamiento y la solidificación de materia rocosa fundida, conocida como magma. Según las condiciones bajo las que el magma se enfríe, las rocas que resultan pueden tener granulado grueso o fino. Las rocas plutónicas, como el granito y la sienita, se formaron a partir de magma enterrado a gran profundidad bajo la corteza terrestre. Las rocas se enfriaron muy despacio, permitiendo así el crecimiento de grandes cristales de minerales puros. Las rocas volcánicas, como el basalto y la riolita se formaron al ascender magma fundido desde las profundidades llenando grietas próximas a la superficie, o al emerger magma a través de los volcanes. El enfriamiento y la solidificación posteriores fueron muy rápidas, dando como resultado la formación de minerales con grano fino o de rocas parecidas al vidrio. Las rocas ígneas, compuestas casi en su totalidad por minerales silicatos, suelen clasificarse según su contenido de sílice. Las principales categorías son ácidas o básicas, siendo el granito y la riolita ejemplos del primer grupo, y el gabro y el basalto del segundo.
Rocas metamórficas. Rocas cuya composición y textura originales han sido alteradas por el calor y la presión existentes en las profundidades de la corteza terrestre. El metamorfismo que se produce como resultado tanto de la presión como de la temperatura recibe el nombre de dinamotérmico o regional; el metamorfismo producido por el calor o la intrusión de rocas ígneas recibe el nombre de térmico o de contacto. Hay cuatro variedades comunes de rocas metamórficas que pueden provenir de rocas sedimentarias o de rocas ígneas, según el grado de metamorfismo que presenten, dependiendo de la cantidad de calor y presión a la que se han visto sometidas. Así, el esquisto se metamorfiza en pizarra a baja temperatura, pero si es calentado a temperaturas lo suficientemente elevadas como para que se recristalicen sus minerales arcillosos formando laminillas de mica, se metamorfiza en una filita. A temperatura y presión aún más elevadas, se produce una recristalización completa, que da lugar a esquistos o gneis, rocas en las que el alineamiento de las laminillas de mica produce una textura laminar llamada foliación. En los esquistos, los minerales de color claro (cuarzo y feldespato sobre todo) están distribuidos homogéneamente entre las micas de color oscuro; el gneis, por el contrario, exhibe bandas de color características. Entre otros minerales formados por recristalización metamórfica, los silicatos de aluminio como la andalucita, la sillimanita y la cianita son lo bastante característicos como para ser considerados diagnósticos. Entre las rocas metamórficas no foliadas, las más comunes son la cuarcita y el mármol. La cuarcita es una roca dura, de color claro en la que todos los granos de arena de una arenisca se han recristalizado formando una trama de cristales de cuarzo imbricados entre sí. El mármol es una roca más blanda y frágil de colores variados en la que se ha recristalizado por completo la dolomita o la calcita de la roca sedimentaria madre
Rocas sedimentarias. Rocas compuestas por materiales transformados, formadas por la acumulación y consolidación de materia mineral pulverizada (intemperismo), depositada por la acción del agua y, en menor medida, del viento o del hielo glaciar. La mayoría de las rocas sedimentarias se caracterizan por presentar lechos paralelos o discordantes que reflejan cambios en la velocidad de sedimentación o en la naturaleza de la materia depositada. Las rocas sedimentarias se clasifican según su origen en mecánicas o químicas. Las rocas mecánicas, o fragmentarias, se componen de partículas minerales producidas por la desintegración mecánica de otras rocas y transportadas, sin deterioro químico, gracias al agua. Son acarreadas hasta masas mayores de agua, donde se depositan en capas. El esquisto micáceo, la arenisca y el conglomerado son rocas sedimentarias comunes de origen mecánico.
Los materiales que forman rocas sedimentarias químicas pueden ser restos de organismos marinos microscópicos precipitados sobre el suelo del océano, como es el caso de la caliza. También pueden haber sido disueltos en agua fluente a partir de la roca primigenia y haberse depositado en el mar o en un lago por precipitación de la disolución. La halita, el yeso y la anhidrita se forman por evaporación de disoluciones salinas y la consiguiente precipitación de las sales
CICLO DE LAS ROCAS: En primer término, el intemperismo ataca a la roca sólida formada, ya sea por el enfriamiento de un derrame de lava en la superficie, o bien, como una roca ígnea formada a profundidad bajo la superficie, expuesta más tarde a la
erosión. Los productos del intemperismo estarán eventualmente en la formación de rocas sedimentarias, metamórficas y aun ígneas. Los derrumbes, el viento, el agua y el hielo de los glaciales, contribuyen al desplazamiento de los materiales. En el ciclo ideal, estos materiales buscan los fondos oceánicos, donde las capas de lodo suave, arena y grava se consolidan para constituir rocas sedimentarias. Si el ciclo no interrumpe su proceso, estas nuevas rocas pueden ser, a su vez, sepultadas profundamente y quedar sometidas a calor y presiones de las rocas superyacentes y fuerzas desarrolladas por los movimientos de la tierra. Como consecuencia de estas condiciones las rocas sedimentarias se transforman en metamórficas, y si estas, a su vez, sufren de modo continuo y creciente calor y presión, pueden eventualmente perder su identidad y fundirse, convirtiéndose en magma. Cuando este magma se enfría, tenemos nuevamente una roca ígnea, cerrándose así el ciclo completo. Pero el ciclo completo de las rocas se puede interrumpir. Por ejemplo, una roca ígnea, puede no quedar expuesta nunca en la superficie y así, no convertirse jamas en sedimentos por la acción del intemperismo; en cambio, puede quedar sujeta a presión y calor y transformarse directamente en roca metamórfica sin pasar por la etapa sedimentaria intermedia. Pueden tener lugar otras interrupciones si los sedimentos, o la roca sedimentaria o la metamórfica son atacadas por el intemperismo antes de pasar a la siguiente etapa del ciclo completo. TIPO DE TRAMPAS DE HIDROCARBUROS: Conocida también con él termino de roca almacenadora. la acumulación de hidrocarburos en el subsuelo es controlada por una trampa geológica constituida por una roca almacenadora, sellos laterales y un sello superior que la cubre total o parcialmente, que puede ser una capa impermeable de roca. Las trampas almacenadoras pueden ser de tipo estructural, de tipo estratigrafico (por variación lateral de la permeabilidad), o bien estar formadas por una combinación de ambos tipos (combinadas). Para el desarrollo de la explotación de los campos petroleros es indispensable el conocer el tipo de trampa que lo constituye, por lo que es conveniente definir sus características más importantes. TIPOS DE LIMITES: Para evaluar y desarrollar un yacimiento es necesario conocer sus tipos de limites (superior, inferior y laterales). La precisión requerida para la cuantificación de los volúmenes originales de hidrocarburos y la exactitud que requiere la ingeniería de yacimientos en general, hace necesario que se defina el tipo de limite, ya que cada uno en particular, presenta condiciones de frontera diferentes. Los tipos de limites más comunes son: planos de fallas geológicas, perdida de permeabilidad de la capa de la roca almacenadora (por cambio de facies o acuñamiento) y el contacto agua-aceite. GEOFÍSICA. Rama de la ciencia que aplica los principios físicos al estudio de la Tierra. Los geofísicos examinan los fenómenos naturales y sus relaciones en el interior terrestre; entre ellos se encuentran el campo magnético terrestre, los flujos de calor, la propagación de ondas sísmicas y la fuerza de la gravedad. El campo de la geofísica, tomada en un sentido amplio, estudia también los fenómenos extraterrestres que influyen sobre la Tierra, a veces de forma sutil, y las manifestaciones de la radiación cósmica y del viento solar. Áreas de estudio La subdivisión del amplio tema de la geofísica en varias ramas requiere la clasificación de las distintas tareas. Sin embargo, en un sentido estricto, esta disciplina abarca todos los campos dedicados a la investigación del interior de la
Tierra, de su atmósfera, de su hidrosfera (el agua) y de su ionosfera (atmósfera superior ionizada). Se incluyen campos relacionados en las descripciones siguientes.
Física de la Tierra sólida Abarca todos los temas dedicados al interior de la Tierra; implica el estudio del comportamiento de la materia terrestre desde la corteza al núcleo, en particular el relacionado con el tamaño, la forma, la gravedad, el magnetismo y la sismicidad de la Tierra. El campo especializado de la geodesia está concernido por la determinación de la forma y del tamaño de la Tierra y por la localización de puntos particulares sobre su superficie. En este estudio están implicados la determinación del campo gravitatorio y la observación de cambios en la rotación terrestre, en la situación de los polos y en las mareas. Dos nuevas técnicas para la realización de las medidas geodésicas, la interferometría lejana (VLBI) y el alineado láser con satélite (SLR), han sido usadas para determinar, con una precisión de milímetros, las velocidades con las que los continentes se separan o se acercan unos de otros. Véase Tectónica de placas. Magnetismo terrestre El geomagnetismo estudia los fenómenos magnéticos que aparecen en la Tierra y en su atmósfera. La generación de los campos magnéticos parece estar relacionada con el movimiento de materia fluida conductora de electricidad en el interior de la Tierra, de tal forma que el planeta actúa como una dinamo autoexcitada. La materia conductora y el campo geomagnético podrían estar controlándose mutuamente. El estudio de este problema se conoce como magnetohidrodinámica o hidromagnetismo. El estudio de como el campo magnético ha cambiado a lo largo de la historia terrestre, llamado paleomagnetismo, ha suministrado las primeras pruebas sólidas de la teoría de la tectónica de placas.
LA GRAVEDAD Y LAS MAREAS La gravedad (gravitación) es la fuerza atractiva ejercida por la masa terrestre. El gradiente del potencial gravitatorio —la fuerza de la gravedad— es perpendicular a la superficie de la Tierra, por tanto la fuerza es vertical. Los gravímetros son balanzas muy sensibles usadas para realizar medidas relativas de gravedad. Las diferencias medidas, provocadas por variaciones en la densidad de la Tierra, se llaman anomalías de Bouguer. La rotación de la Tierra entre los campos gravitatorios de la Luna y del Sol imponen cambios periódicos en el potencial de cualquier punto del planeta. Las mareas son el efecto más visible; además de las mareas marinas, se producen mareas en la Tierra en forma de pequeñas deformaciones de la corteza.
SISMOLOGÍA Una mejor comprensión de la actividad sísmica ha sido posible con el descubrimiento de que los grandes terremotos se producen por el movimiento de las placas tectónicas de la Tierra. Además, casi todo lo que podemos suponer sobre el manto y el núcleo terrestre se ha deducido por el análisis del paso de ondas sísmicas por el centro de la Tierra. En esta década, los geofísicos han hecho grandes avances en la comprensión de la corteza y del manto superior, una zona llamada litosfera. Los logros más importantes en la investigación de esta zona han sido posibles gracias al uso de una técnica sonar desarrollada originalmente en sismología para encontrar petróleo y gas, llamada perfilado sísmico por reflexión.
HIDROLOGÍA Es la ciencia principal que estudia las aguas continentales sobre y bajo la superficie terrestre y en la atmósfera. La circulación constante de agua desde la tierra y el mar a través de la biosfera y de la atmósfera por evaporación, por evapotranspiración (perdida de agua de los suelos por evaporación y por transpiración en las plantas), por precipitación y en corrientes, constituye el ciclo hidrológico.
VULCANOLOGÍA Los estudios vulcanológicos se refieren a la erupción en superficie de magma (materia rocosa fundida) y de gas desde el interior de la Tierra y a las estructuras, los depósitos y los terrenos asociados con esta actividad. Aunque ningún conjunto único de actividades volcánicas indica de forma fiable la aparición de nuevos sucesos, algunos procesos suministran a los geofísicos pistas sobre posibles erupciones futuras de volcanes. Estos fenómenos engloban cambios en la fuerza y en la orientación del campo magnético terrestre, proliferación de microterremotos, incrementos del flujo de calor, a veces detectados por termopares o por fotografías aéreas de infrarrojos, variaciones en las corrientes eléctricas locales en el interior de la Tierra, aumentos de las expulsiones de gas en fumarolas y en respiraderos, y abombamiento de los domos de magma.
ELECTRICIDAD TERRESTRE Las corrientes eléctricas estáticas o alternas que fluyen bajo tierra están inducidas por campos eléctricos o magnéticos, naturales o artificiales. La resistencia eléctrica en las profundidades se mide con sondeos llamados magnetotelúricos. Los geofísicos han determinado gracias a las corrientes inducidas y a las variaciones geomagnéticas que la conductividad generalmente crece con la profundidad. Fenómenos atmosféricos La física de la atmósfera baja, donde el aire tiene densidad suficiente como para estar sometido a las leyes de la dinámica de fluidos, es el dominio de la meteorología. En los últimos años, las técnicas de teledetección han empezado a jugar un papel fundamental en el control de las tormentas y de otros fenómenos atmosféricos transitorios, como los relámpagos (véase Rayo). Los fenómenos de la atmósfera alta son el tema de estudio de la aeronomía y de la física magnetosférica. El campo magnético terrestre reacciona con el viento solar para formar una especie de vaina, llamada magnetosféra, que actúa como una dinamo natural gigante, de más de 100.000 km. de lado a lado. Cuando partículas de alta energía llegadas desde el Sol penetran en esta vaina y entran en los cinturones de radiación de Van Allen, se crea el fenómeno llamado aurora boreal.
PROSPECCIONES GEOFÍSICAS La exploración geofísica, comúnmente llamada geofísica aplicada o de prospección, busca la localización de acumulaciones de petróleo, de gas natural, de agua subterránea y de otros minerales con importancia económica. Las investigaciones geofísicas también se utilizan en objetivos de ingeniería, como son la predicción del comportamiento de la materia del suelo para la construcción de carreteras, vías de tren, edificios, túneles y plantas de energía nuclear. Las exploraciones se denominan en general como la propiedad que se mide (propiedades eléctricas, gravitatorias, magnéticas, sísmicas, térmicas o radiactivas).
Las exploraciones eléctricas y electromagnéticas miden variaciones en la conductividad y en la capacidad eléctrica de las rocas, y se usan sobre todo para buscar petróleo, gas y metales comunes. Los cambios de conductividad, medidos con instrumentos especiales introducidos en huecos perforados para petróleo y gas, proveen a los geofísicos de pistas con las cuales pueden estimar el potencial de un estrato de roca para contener hidrocarburos. Las corrientes eléctricas continuas y alternas se miden en prospecciones bajo tierra, y las frecuencias de radio más pequeñas se usan tanto en exploraciones electromagnéticas subterráneas como aéreas. Las exploraciones gravitatorias miden variaciones de densidad en conjuntos locales de roca. Estas prospecciones, usadas sobre todo en la búsqueda de petróleo, se basan en un dispositivo llamado gravímetro. Se hacen en tierra, en el mar y bajo tierra. En las exploraciones magnéticas, los cambios del campo magnético terrestre se miden en estaciones situadas cerca unas de otras; también se pueden realizar desde el aire, en especial cuando se busca petróleo. Dispositivos llamados magnetómetros, izados por aviones o sobre barcos sísmicos de investigación ayudan a detectar anomalías magnéticas o a diferenciar características geológicas que pueden parecer similares si sólo se usan datos sísmicos. La medida del tiempo de propagación de ondas sísmicas es una de las técnicas geológicas más comunes entre las usadas en las exploraciones. Las investigaciones sísmicas de campo se dividen entre las de refracción y las de reflexión, según cuales sean las ondas predominantes entre las que viajan en dirección horizontal o vertical. Las primeras se usan en Ingeniería Geofísica, en prospección petrolífera y para localizar agua subterránea o yacimientos de minerales. Las segundas detectan fronteras entre distintos tipos de rocas, lo que facilita la realización de mapas de estructuras geológicas. La energía sísmica se mide en tierra usando unos instrumentos llamados geófonos que reaccionan a los movimientos en la tierra y en el agua con dispositivos piezométricos que detectan cambios en la presión hidrostática. Las exploraciones geotérmicas se concentran en las variaciones de temperatura y en la generación, conducción y pérdida de calor en el interior de la Tierra. La geotermometría es también importante en los estudios vulcanológicos tanto como en la localización de fuentes de energía geotérmica. Las exploraciones de radiactividad, llevadas a cabo en tierra y desde el aire, miden la radiación natural de la Tierra. Los contadores Geiger y de centelleo se usan en la búsqueda de menas de uranio, de metales raros, de potasio y de otros materiales radiactivos.
Los programas geológicos de perforación profunda en la corteza terrestre, como el Programa de sondeo oceánico, son también importantes para los geofísicos; el pozo más profundo del mundo —ya tiene más de 12.000 m de profundidad— se está perforando en la península de Kola, en el norte de Rusia. Los datos geodésicos suministrados por los satélites estadounidenses Navstar del Sistema de Posicionamiento Global (GPS) ayudan a realizar medidas sísmicas y de los movimientos de la tectónica de placas. El Vigía Mundial del Clima, programa en curso de ciencia de la atmósfera gestionado por el CIUC y por la OMM, es un sistema global de toma, procesado y distribución de datos al servicio de todos los países. El Programa Global de Investigación Atmosférica (PGIA) es un esfuerzo investigador para la predicción cuantitativa del clima.
PETRÓLEO. Líquido oleoso bituminoso de origen natural compuesto por diferentes sustancias orgánicas. Se encuentra en grandes cantidades bajo la superficie terrestre y se emplea como combustible y materia prima para la industria química. Las sociedades industriales modernas lo utilizan sobre todo para lograr un grado de movilidad por tierra, mar y aire
impensable hace sólo 100 años. Además, el petróleo y sus derivados se emplean para fabricar medicinas, fertilizantes, productos alimenticios, objetos de plástico, materiales de construcción, pinturas o textiles y para generar electricidad. Las naciones de hoy en día dependen del petróleo y sus productos; la estructura física y la forma de vida de las aglomeraciones periféricas que rodean las grandes ciudades son posibles gracias a un suministro de petróleo abundante y barato. CARACTERÍSTICAS Todos los tipos de petróleo se componen de hidrocarburos, aunque también suelen contener unos pocos compuestos de azufre y de oxígeno; el contenido de azufre varía entre un 0,1% y un 5%. El petróleo contiene elementos gaseosos, líquidos y sólidos. La consistencia del petróleo varía desde un líquido tan poco viscoso como la gasolina hasta un líquido tan espeso que apenas fluye, asfalto. Por lo general hay pequeñas cantidades de compuestos gaseosos disueltos en el líquido; cuando las cantidades de estos compuestos son mayores, el yacimiento de petróleo está asociado con un depósito de gas natural. Existen tres grandes categorías de petróleos crudos (denominados a veces simplemente 'crudos'): los de tipo parafínico, los de tipo asfáltico y los de base mixta. Los petróleos parafínicos están compuestos por moléculas en las que el número de átomos de hidrógeno es siempre superior en dos unidades al doble del número de átomos de carbono. Las moléculas características de los petróleos asfálticos son los naftenos, que contienen exactamente el doble de átomos de hidrógeno que de carbono. Los petróleos de base mixta contienen hidrocarburos de ambos tipos.
FORMACIÓN El petróleo se forma bajo la superficie terrestre por la descomposición de organismos marinos. Los restos de animales minúsculos que viven en el mar —y, en menor medida, los de organismos terrestres arrastrados al mar por los ríos o los de plantas que crecen en los fondos marinos— se mezclan con las finas arenas y limos que caen al fondo en las cuencas marinas tranquilas. Estos depósitos, ricos en materiales orgánicos, se convierten en rocas generadoras de crudo. El proceso comenzó hace muchos millones de años, cuando surgieron los organismos vivos en grandes cantidades, y continúa hasta el presente. Los sedimentos se van haciendo más espesos y se hunden en el suelo marino bajo su propio peso. A medida que van acumulándose depósitos adicionales, la presión sobre los situados más abajo se multiplica por varios miles, y la temperatura aumenta en varios cientos de grados. El cieno y la arena se endurecen y se convierten en esquistos y arenisca; los carbonatos precipitados y los restos de caparazones se convierten en caliza, y los tejidos blandos de los organismos muertos se transforman en petróleo y gas natural. Una vez formado el petróleo, éste fluye hacia arriba a través de la corteza terrestre porque su densidad es menor que la de las salmueras que saturan los intersticios de los esquistos, arenas y rocas de carbonato que constituyen dicha corteza. El petróleo y el gas natural ascienden a través de los poros microscópicos de los sedimentos situados por encima. Con frecuencia acaban encontrando un esquisto impermeable o una capa de roca densa: el petróleo queda atrapado, formando un depósito. Sin embargo, una parte significativa del petróleo no se topa con rocas impermeables sino que brota en la superficie terrestre o en el fondo del océano. Entre los depósitos superficiales también figuran los lagos bituminosos y las filtraciones de gas natural.
Evolución histórica del aprovechamiento del petróleo Los seres humanos conocen estos depósitos superficiales de petróleo crudo desde hace miles de años. Durante mucho tiempo se emplearon para fines limitados como el calafateado de barcos, la impermeabilización de tejidos o la fabricación de antorchas. En la época del renacimiento, el petróleo de algunos depósitos superficiales se destilaba para
obtener lubricantes y productos medicinales, pero la auténtica explotación del petróleo no comenzó hasta el siglo XIX. Para entonces, la Revolución Industrial había desencadenado una búsqueda de nuevos combustibles y los cambios sociales hacían necesario un aceite bueno y barato para las lámparas. El aceite de ballena sólo se lo podían permitir los ricos, las velas de sebo tenían un olor desagradable y el gas del alumbrado sólo llegaba a los edificios de construcción reciente situados en zonas metropolitanas. La búsqueda de un combustible mejor para las lámparas llevó a una gran demanda de 'aceite de piedra' o petróleo, y a mediados del siglo XIX varios científicos desarrollaron procesos para su uso comercial. Por ejemplo, el británico James Young y otros comenzaron a fabricar diversos productos a partir del petróleo, aunque después Young centró sus actividades en la destilación de carbón y la explotación de esquistos petroleros. En 1852, el físico y geólogo canadiense Abraham Gessner obtuvo una patente para producir a partir de petróleo crudo un combustible para lámparas relativamente limpio y barato, el queroseno. En 1855, el químico estadounidense Benjamin Silliman publicó un informe que indicaba la amplia gama de productos útiles que podían obtenerse mediante la destilación del petróleo. Con ello empezó la búsqueda de mayores suministros de petróleo. Hacía años que la gente sabía que en los pozos perforados para obtener agua o sal se producían en ocasiones filtraciones de petróleo, por lo que pronto surgió la idea de realizar perforaciones para obtenerlo. Los primeros pozos de este tipo se perforaron en Alemania entre 1857 y 1859, pero el acontecimiento que obtuvo fama mundial fue la perforación de un pozo petrolero cerca de Oil Creek, en Pensilvania (Estados Unidos), llevada a cabo por Edwin L. Drake, el Coronel, en 1859. Drake, contratado por el industrial estadounidense George H. Bissell —que también proporcionó a Sillimar muestras de rocas petroleras para su informe— perforó en busca del supuesto 'depósito matriz' del que parece ser, surgían las filtraciones de petróleo de Pensilvania occidental. El depósito encontrado por Drake era poco profundo (sólo tenía una profundidad de 21,2 metros) y el petróleo era de tipo parafínico, muy fluido y fácil de destilar. El éxito de Drake marcó el comienzo del rápido crecimiento de la moderna industria petrolera. La comunidad científica no tardó en prestar atención al petróleo, y se desarrollaron hipótesis coherentes para explicar su formación, su movimiento ascendente y su confinamiento en depósitos. Con la invención del automóvil y las necesidades energéticas surgidas en la I Guerra Mundial, la industria del petróleo se convirtió en uno de los cimientos de la sociedad industrial.
PROSPECCIÓN Para encontrar petróleo bajo tierra, los geólogos deben buscar una cuenca sedimentaria con esquistos ricos en materia orgánica que lleven enterrados el suficiente tiempo para que se haya formado petróleo (desde unas decenas de millones de años hasta 200 millones de años). Además, el petróleo tiene que haber ascendido hasta depósitos porosos capaces de contener grandes cantidades de líquido. La existencia de petróleo crudo en la corteza terrestre se ve limitada por estas condiciones, que deben cumplirse. Sin embargo, los geólogos y geofísicos especializados en petróleo disponen de numerosos medios para identificar zonas propicias para la perforación. Por ejemplo, la confección de mapas de superficie de los afloramientos de lechos sedimentarios permite interpretar las características geológicas del subsuelo, y esta información puede verse complementada por datos obtenidos perforando la corteza y extrayendo testigos o muestras de las capas rocosas. Por otra parte, las técnicas de prospección sísmica —que estudian de forma cada vez más precisa la reflexión y refracción de las ondas de sonido propagadas a través de la Tierra— revelan detalles de la estructura e interrelación de las distintas capas subterráneas. Pero, en último término, la única forma de demostrar la existencia de petróleo en el subsuelo es perforando un pozo. De hecho, casi todas las zonas petroleras del mundo fueron identificadas en un principio por la presencia de filtraciones superficiales, y la mayoría de los yacimientos fueron descubiertos por prospectores particulares que se basaban más en la intuición que en la ciencia.
Un campo petrolero puede incluir más de un yacimiento, es decir, más de una única acumulación continua y delimitada de petróleo. De hecho, puede haber varios depósitos apilados uno encima de otro, aislados por capas intermedias de esquistos y rocas impermeables. El tamaño de esos depósitos varía desde unas pocas decenas de hectáreas hasta decenas de kilómetros cuadrados, y su espesor va desde unos pocos metros hasta varios cientos o incluso más. La mayoría del petróleo descubierto y explotado en el mundo se encuentra en unos pocos yacimientos grandes.
Producción primaria La mayoría de los pozos petroleros se perforan con el método rotatorio. En este tipo de perforación rotatoria, una torre sostiene la cadena de perforación, formada por una serie de tubos acoplados. La cadena se hace girar uniéndola al banco giratorio situado en el suelo de la torre. La broca de perforación situada al final de la cadena suele estar formada por tres ruedas cónicas con dientes de acero endurecido. La roca se lleva a la superficie por un sistema continuo de fluido circulante impulsado por una bomba. El crudo atrapado en un yacimiento se encuentra bajo presión; si no estuviera atrapado por rocas impermeables habría seguido ascendiendo debido a su flotabilidad hasta brotar en la superficie terrestre. Por ello, cuando se perfora un pozo que llega hasta una acumulación de petróleo a presión, el petróleo se expande hacia la zona de baja presión creada por el pozo en comunicación con la superficie terrestre. Sin embargo, a medida que el pozo se llena de líquido aparece una presión contraria sobre el depósito, y pronto se detendría el flujo de líquido adicional hacia el pozo si no se dieran otras circunstancias. La mayoría de los petróleos contienen una cantidad significativa de gas natural en solución, que se mantiene disuelto debido a las altas presiones del depósito. Cuando el petróleo pasa a la zona de baja presión del pozo, el gas deja de estar disuelto y empieza a expandirse. Esta expansión, junto con la dilución de la columna de petróleo por el gas, menos denso, hace que el petróleo aflore a la superficie. A medida que se continúa retirando líquido del yacimiento, la presión del mismo va disminuyendo poco a poco, así como la cantidad de gas disuelto. Esto hace que la velocidad de flujo de líquido hacia el pozo se haga menor y se libere menos gas. Cuando el petróleo ya no llega a la superficie se hace necesario instalar una bomba en el pozo para continuar extrayendo el crudo. Finalmente, la velocidad de flujo del petróleo se hace tan pequeña, y el coste de elevarlo hacia la superficie aumenta tanto, que el costo de funcionamiento del pozo es mayor que los ingresos que pueden obtenerse por la venta del crudo (una vez descontados los gastos de explotación, impuestos, seguros y rendimientos del capital). Esto significa que se ha alcanzado el límite económico del pozo, por lo que se abandona su explotación.
RECUPERACIÓN MEJORADA DEL PETRÓLEO En el apartado anterior se ha descrito el ciclo de producción primaria por expansión del gas disuelto, sin añadir ninguna energía al yacimiento salvo la requerida para elevar el líquido en los pozos de producción. Sin embargo, cuando la producción primaria se acerca a su límite económico es posible que sólo se haya extraído un pequeño porcentaje del crudo almacenado, que en ningún caso supera el 25%. Por ello, la industria petrolera ha desarrollado sistemas para complementar esta producción primaria que utiliza fundamentalmente la energía natural del yacimiento. Los sistemas complementarios, conocidos como tecnología de recuperación mejorada de petróleo, pueden aumentar la recuperación de crudo, pero sólo con el coste adicional de suministrar energía externa al depósito. Con estos métodos se ha aumentado la recuperación de crudo hasta alcanzar una media global del 33% del petróleo presente. En la actualidad se emplean varios sistemas complementarios: la inyección de agua, gas, vapor, CO2, N2, combustión insitu, polímeros, surfactantes, etc.
REFINADO Una vez extraído el crudo, se trata con productos químicos y calor para eliminar el agua y los elementos sólidos y se separa el gas natural. A continuación se almacena el petróleo en tanques desde donde se transporta a una refinería en camiones, por tren, en barco o a través de un oleoducto. Todos los campos petroleros importantes están conectados a grandes oleoductos.
DESTILACIÓN BÁSICA La herramienta básica de refinado es la unidad de destilación. El petróleo crudo empieza a vaporizarse a una temperatura algo menor que la necesaria para hervir el agua. Los hidrocarburos con menor masa molecular son los que se vaporizan a temperaturas más bajas, y a medida que aumenta la temperatura se van evaporando las moléculas más grandes. El primer material destilado a partir del crudo es la fracción de gasolina, seguida por la nafta y finalmente el queroseno. En las antiguas destilerías, el residuo que quedaba en la caldera se trataba con ácido sulfúrico y a continuación se destilaba con vapor de agua. Las zonas superiores del aparato de destilación proporcionaban lubricantes y aceites pesados, mientras que las zonas inferiores suministraban ceras y asfalto. A finales del siglo XIX, las fracciones de gasolina y nafta se consideraban un estorbo porque no existía una gran necesidad de las mismas; la demanda de queroseno también comenzó a disminuir al crecer la producción de electricidad y el empleo de luz eléctrica. Sin embargo, la introducción del automóvil hizo que se disparara la demanda de gasolina, con el consiguiente aumento de la necesidad de crudo.
PORCENTAJES DE LOS DISTINTOS PRODUCTOS En 1920, un barril de crudo, que contiene 159 litros, producía 41,5 litros de gasolina, 20 litros de queroseno, 77 litros de gasoil y destilados y 20 litros de destilados más pesados. Hoy, un barril de crudo produce 79,5 litros de gasolina, 11,5 litros de combustible para reactores, 34 litros de gasoil y destilados, 15 litros de lubricantes y 11,5 litros de residuos más pesados.
INGENIERÍA DEL PETRÓLEO Los conocimientos y técnicas empleadas por los ingenieros de prospección y refinado proceden de casi todos los campos de la ciencia y la ingeniería. Por ejemplo, en los equipos de prospección hay geólogos especializados en la confección de mapas de la superficie, que tratan de reconstruir la configuración de los diversos estratos sedimentarios del subsuelo, lo que puede proporcionar claves sobre la presencia de depósitos de petróleo. Después, los especialistas en el subsuelo estudian las muestras de las perforaciones e interpretan los datos sobre formaciones subterráneas transmitidos a sensores situados en la superficie desde dispositivos de sondeo eléctricos, acústicos y nucleares introducidos en el pozo de prospección mediante un cable. Los sismólogos interpretan las complejas señales acústicas que llegan a la superficie después de propagarse a través de la corteza terrestre. Los geoquímicos estudian la transformación de la materia orgánica y los métodos para detectar y predecir la existencia de dicha materia en los estratos subterráneos. Por su parte, los físicos, químicos, biólogos y matemáticos se encargan de la investigación básica y del desarrollo de técnicas de prospección complejas. Los ingenieros petroleros son los responsables de la explotación de los yacimientos de petróleo descubiertos. Por lo general son especialistas en una de las categorías de operaciones de producción: instalaciones de perforación y de superficie, análisis petrofísico y PVT del yacimiento, estimación de las reservas, especificación de las prácticas de explotación óptima y control, y seguimiento de la producción.
El ingeniero de perforación determina y supervisa el programa concreto para perforar el pozo, el tipo de lodo de inyección empleado, la forma de fijación del revestimiento de acero que aísla los estratos productivos de los demás estratos subterráneos, y la forma de exponer los estratos productivos del pozo perforado. Los especialistas en ingeniería de instalaciones especifican y diseñan los equipos de superficie que deben instalarse para la producción, las bombas de los pozos, los sistemas para medir el yacimiento, recoger los fluidos producidos y separar el gas, los tanques de almacenamiento, el sistema de deshidratación para eliminar el agua del petróleo producido y las instalaciones para sistemas de recuperación mejorada. Los ingenieros petrofísicos (petroleros) y geológicos, después de interpretar los datos suministrados por el análisis de los testigos o muestras geológicas y por los diferentes dispositivos de sondeo, desarrollan una descripción de la roca del yacimiento y de su permeabilidad, porosidad y continuidad. A continuación, los ingenieros desarrollan un plan para determinar el número y localización de los pozos que se perforarán en el depósito, el ritmo de producción adecuado para una recuperación óptima y las necesidades de tecnologías de recuperación complementarias. Estos ingenieros también realizan una estimación de la productividad y las reservas totales del depósito, analizando el tiempo, los costos de explotación y el valor del crudo producido. Por último, los ingenieros de producción supervisan el funcionamiento de los pozos; además, recomiendan y ponen en práctica acciones correctoras como fracturamientos, estimulaciones, profundización, ajuste de la proporción entre gas y petróleo o agua y petróleo, o cualesquiera otras medidas que mejoren el rendimiento económico del yacimiento.
VOLUMEN DE PRODUCCIÓN Y RESERVAS El petróleo es quizá la materia prima más útil y versátil de las explotadas. En 1994, el primer productor era Arabia Saudíta, que producía unas 427,5 millones de toneladas, es decir un 13.3 %. La producción mundial era de 3.209,1 millones de toneladas, de las cuales, Estados Unidos produjo un 12.0%, Rusia un 9.8% Irán un 5.5%, México un 5.5%, China un 4.5% y Venezuela un 4.3 por ciento.
RESERVAS Las reservas mundiales de crudo —la cantidad de petróleo que los expertos saben a ciencia cierta que se pueden extraer de forma económica— suman unos 700,000 millones de barriles, de los que unos 360,000 millones se encuentran en Oriente. PROYECCIONES Es probable que en los próximos años se realicen descubrimientos adicionales y se desarrollen nuevas tecnologías que permitan aumentar la eficiencia de recuperación de los recursos ya conocidos. En cualquier caso, el suministro de crudo alcanzará hasta las primeras décadas del siglo XXI. Sin embargo, según los expertos no hay casi perspectivas de que los nuevos descubrimientos e invenciones amplíen la disponibilidad de petróleo barato mucho más allá de ese periodo. Por ejemplo, el campo petrolero de Prudhoe Bay, en Alaska, es el mayor descubierto nunca en el hemisferio occidental. Se prevé que la cantidad total de crudo que se podrá recuperar en ese campo será de unos 10,000 millones de barriles, suficientes para cubrir las necesidades actuales de Estados Unidos durante algo menos de dos años; sin embargo, en Occidente sólo se ha descubierto un campo así en más de un siglo de prospecciones. Además, las nuevas perforaciones no han detenido la disminución continua de las reservas mundiales de crudo que comenzó durante la década de 1970.
CAMPOS DE DESARROLLO DEL INGENIERO PETROLERO El ingeniero petrolero tiene sus principales campo de desarrollo en: A) PETRÓLEOS MEXICANOS -PERFORACIÓN DE POZOS.- Elaboración del programa de perforación, diseño de tuberías de revestimiento y su cementación, selección del equipo de perforación, diseño del fluido de perforación, etc. -TERMINACIÓN DE POZOS.- Diseño del “aparejo de producción”, programa de terminación del pozo, fluidos de terminación, diseño y supervisión de tratamiento y/o estimulaciones, etc. -EVALUACIÓN DE FORMACIONES.- Cálculo del volumen original de hidrocarburos, análisis de registros geofísicos de pozos, desarrollo del campo, determinación de las propiedades petrofisicas y PVT de las formaciones productoras y fluidos producidos, etc. -ADMINISTRACIÓN DE LA EXPLOTACIÓN.- Diseño, supervisión y análisis de pruebas de variación de presión, análisis nodal de pozos, estimación de cuotas optimas de explotación e inyección por pozo y campo, simulación numérica de yacimientos, investigación de procesos mejorados para la explotación de los yacimientos, etc. -DISEÑO Y TRANSPORTE DE LOS HIDROCARBUROS.- diseño de las instalaciones para el manejo y transporte de los hidrocarburos, baterías, separadores, diseño de sistemas artificiales de producción, etc. -COMPUTACIÓN.- Aplicación de nuevos programas relacionados con la perforación y explotación de los hidrocarburos, etc. -INVESTIGACIÓN.B) COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD C) INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO D) INSTITUTO DE INVESTIGACIONES ELÉCTRICAS E) RECURSOS HIDRAULICOS F) COMPAÑÍAS PRIVADAS G) SECRETARIA DE MINAS Y ENERGÍA
CAPITULO II CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS En la practica es común clasificar a los yacimientos petroleros de acuerdo a las características de los hidrocarburos producidos y a las condiciones bajo las cuales se presenta su acumulación en el subsuelo. Así, tomando en cuenta las características de los fluidos producidos, se tienen yacimiento de aceite, aceite ligero (volátil), gas seco, gas húmedo y de gas y condensado. Las características de los fluidos producidos para delimitar un yacimiento dentro de la clasificación anterior son: Yacimientos de aceite.- Producen un líquido negro o verde negruzco, con una densidad relativa mayor de 0.800 y una relación gas-aceite instantánea menor de 200 m3g/m3o. Yacimientos de aceite volátil.- Producen un líquido café obscuro, con una densidad relativa relativa entre 0.740 y 0.800 y con una relación gas-aceite instantánea de 200 a 1500 m3g/m3o. Yacimientos de gas y condensado.- Producen un liquido ligeramente café o pajizo, con una densidad relativa entre 0.740 y 0.780 y con relaciones gas aceite instantáneas que varían de 1 500 a 12 000. Yacimientos de gas húmedo.- Producen un liquido transparente, con una densidad relativa menor a 0.740 y con relaciones gas-aceite entre 10 000 y 20 000 m3g/m3o. Yacimientos de gas seco.- Producen un liquido ligero; transparente (si lo hay) y con relaciones gas aceite mayores a 20 000 m3g/m3/o. La clasificación anterior no es precisa, ya que con la única base de la relación gas-aceite y el color del liquido producido no siempre se puede decir un yacimiento dentro de ella. En la siguiente tabla se presentan los resultados de un análisis composicional de fluidos típicos representativos de cuatro tipos de yacimientos descritos: COMPONENTE
ACEITE
ACEITE VOLÁTIL
GAS Y CONDE NSADO
GAS SECO
C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7+ PESO MOL. DE C7+ DENS. RELA. RGA
45.62* 3.17 2.10 1.50 1.08 1.45 45.08 231
64.17 8.03 5.19 3.86 2.35 1.21 15.19 178
86.82 4.07 2.32 1.67 0.81 0.57 3.74 110
92.26 3.67 2.18 1.15 0.39 0.14 0.21 145
.832 100
0.765 408
0.735 3420
0.757 21 700
COLOR LIQUIDO
NEGRO A VERDUSCO
ANARANJADO OBSCURO
CAFÉ LIGERO
ACUOSO
*.- PORCIENTO MOLAR Una forma más exacta de clasificar los yacimientos es mediante un diagrama de fases el cual se construye mediante una muestra representativa del yacimiento.
Para poder analizar un diagrama de fases es necesario conocer algunas definiciones previas. Propiedades intensivas.- Son aquellas que son independientes de la cantidad de materia considerada, por ejemplo: la viscosidad, densidad, temperatura, etc. Punto critico.- Es el estado a condiciones de presión y temperatura para el cual las propiedades intensivas de la fase liquida y gaseosa son idénticas. Presión critica.- Es la presión correspondiente al punto critico. Temperatura critica.- Es la temperatura correspondiente al punto critico. Curva de burbujeo (ebullición).- Es el lugar geométrico de los puntos presion-temperatura, para los cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase liquida a la región de dos fase. Curva de rocio (condensación).- Es el lugar geométrico de los puntos presion-temperatura en los cuales se forma la primera gota de liquido, al pasar de la región de vapor a la región de dos fases. Región de dos fases.- Es la región comprendida entre las curvas de rocio y burbujeo. En esta región coexisten en equilibrio las fase liquida y gaseosa. Criconderbar (crivaporbar).- Es la máxima presión a la cual pueden coexistir en equilibrio un liquido y su vapor. Cricondenterma.- Es la máxima temperatura a la cual pueden coexistir en equilibrio un liquido y su vapor. Zona de condensación retrograda.- Es aquella en la cual al bajar la presión, a temperatura constante, ocurre condensación. Aceite saturado.- Es el que a las condiciones de presión y temperatura a que se encuentra esta en equilibrio con su gas. Aceite bajo saturado.- Es aquel que a las condiciones de presión y temperatura a que se encuentra, es capas de disolver mas gas. Aceite supersaturado.- Es aquel que en las condiciones de presión y temperatura a que se encuentra, tiene mayor cantidad de gas disuelto que el que le correspondería en condiciones de equilibrio. Saturación critica de un fluido.- Es la saturación mínima necesaria para que exista escurrimiento de dicho fluido en el yacimiento. PROPIEDADES PETROFISICAS DE LOS YACIMIENTOS POROSIDAD (φ): Es una de las propiedades intensivas más importantes de la roca receptora de un yacimiento, ya que es indicativa del volumen del volumen en que pueden encontrase almacenados los hidrocarburos. La porosidad puede ser efectiva o absoluta. La porosidad efectiva se define como el cociente que resulta de dividir el volumen total de poros comunicados, entre el volumen total de la roca.
φ en donde:
=
Vpc Vt
................................................(1)
Vpc Vt φ
= Volumen de poros comunicados = Volumen total de la roca = Porosidad efectiva de la formación
Generalmente, para los cálculos (φ) está expresada en fracción. Para obtenerla en porciento, basta multiplicarla por 100. La porosidad absoluta se define como el cociente que resulta de dividir el volumen total de poros (comunicados + no comunicados) entre el volumen total de roca.
Vp [m3 de poros totales] ..................(2) Vt [m3 de roca]
φA
=
φA Vp
= Porosidad absoluta de la formación = Volumen total de poros.
donde:
De acuerdo con el origen de las rocas, la porosidad puede clasificarse, según algunos autores, en porosidad original y porosidad inducida (doble porosidad): La porosidad original es aquella que se desarrolla durante el proceso de depósito de los sedimentos. Dentro de este grupo quedan comprendidas las porosidades intergranulares de las arenas y areniscas y la porosidad oolítica de algunas calizas. Se han conducido estudios tendientes a conocer los límites de variación para este tipo de porosidad considerando granos esféricos y de acuerdo con diversos arreglos de los granos, se tiene que, para un arreglo cúbico la porosidad resulta del 47.6 %, mientras que para un arreglo hexagonal es de 25.96 %, teóricamente. Las porosidades reales, están modificadas por factores tales como la forma de los granos y el material cementante, principalmente. La porosidad inducida, es aquella que se desarrolla con posterioridad al proceso de depósito de los sedimentos y es debida a fracturas y canales que se forman por disolución en algunas calizas o dolomitas, entre otros. MÉTODOS DE DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD: a) Registros geofísicos a pozos. b) Medición directa a núcleos en el laboratorio. Porosimetros de gas. Comparación de pesos. Moliendo la muestra. porosimetros de gas (ley de boyle).- Consiste en una bomba con accesorios la cual es llenada con un gas inherte a una presión rigurosamente controlada y luego midiendo el volumen del gas por expansión de una bureta graduada con un liquido conocido. Un gas como el hidrogeno se carga en la bomba a una presión de 4 o 5 atmósferas y entonces y entonces se expanciona, dejando escapar gradualmente el gas a la bureta en la que se mide el volumen con precisión. Como el gas penetra en el espacio poroso de la muestra, la diferencia entre los volúmenes del gas así determinados, nos da una medida de los granos de la muestra o núcleo
PERMEABILIDAD (k): La permeabilidad absoluta de una roca es una medida de su habilidad para conducir un fluido que satura totalmente su volumen poroso comunicado. Por analogía con los conductores eléctricos puede decirse
que la permeabilidad absoluta representa el recíproco de la resistencia que ofrece el medio poroso al paso de un fluido. la permeabilidad absoluta de un medio poroso es una propiedad del medio y es independiente del fluido que se utilice para su determinación siempre que éste no reaccione con, o altere en una forma, la estructura del sólido medido. De acuerdo con esto, la permeabilidad de un medio puede determinarse a partir de mediciones de flujo de gas o líquido a través de él. En ambos casos el cálculo de la permeabilidad tiene como base la aplicación de la ley de Darcy, que puede expresarse, para un sistema lineal como:
Vx = q/A = -(k/µf)(dp/dx)......................................(1) donde: Vx q µf A dp/dx
= Velocidad del fluido = Gasto del fluido = Viscosidad del fluido = Área expuesta al flujo = Gradiente de presión en la dirección del flujo.
Conociendo entonces la longitud y el área expuesta al flujo de una muestra dada, así como la viscosidad, a las condiciones de la prueba, del fluido empleado, basta con determinar el gasto que ocasione la caída de presión aplicada entre las caras de entrada y salida de la muestra para obtener su permeabilidad. Para determinar la permeabilidad absoluta de una muestra porosa utilizando flujo de un líquido es una operación simple y confiable que requiere sólo que se cumplan las siguientes condiciones: a) Utilizar un liquido que no reaccione con los sólidos de la muestra. b) Asegurar la saturación total de la muestra con el líquido de prueba c) Hacer que el líquido escurra a través de la muestra en régimen laminar. De la ecuación (1) y para mediciones con líquido, la permeabilidad absoluta de la muestra puede expresarse como:
k = (qµfL/A)/(Pe-Ps)...........................................................(2) donde: k = Permeabilidad absoluta medida con líquido q = Gasto de líquido µf = Viscosidad del líquido a las condiciones de la prueba L = Longitud de la muestra A = Área transversal del medio expuesto al flujo Pe = Presión de entrada del líquido a la muestra Ps = Presión de salida del líquido de la muestra
(D) (cm3/seg) (cp) (cm) (cm²) (atm) (atm)
La ley de Darcy es aplicable también al escurrimiento de fluidos compresibles si los gastos y presiones se refieren a las condiciones medias en la muestra. Para tal caso, y considerando un régimen de flujo permanente, resulta conveniente trabajar con un gasto de masa constante en lugar de un gasto volumétrico constante. Si el gasto de masa se expresa como el producto de la densidad del fluido por la velocidad con que fluye en la dirección macroscópica de flujo, la ecuación (1) se convierte en:
ρg *Vx =
- kg ρg dp = ρg q µg dx A
...............................(3)
Donde ρg *Vx se mantiene constante y está expresado a las condiciones de flujo en el medio poroso, mismas que corresponde a (q). Dado que proceso puede considerarse isotérmico, suponiendo que el comportamiento del gas se aproxima a la de un gas perfecto y sabiendo que ρg q = ρga qa y que ρga p = ρg pa ,se obtiene:
ρga qa = k ρga p dp ........................................(4) µa A pa dx Donde el subíndice (a) indica que los parámetros que lo llevan se expresan a condiciones atmosféricas. Integrando a través de un medio poroso de longitud (L) en el que la presión de entrada del gas es Pe y la de salida Ps, se tiene:
qa
= kg A µg L
(Pe+Ps)(Pe-Ps) 2Pa
.........................(5)
Si ahora el gasto de gas, que está expresado a condiciones atmosféricas, se refiere a condiciones media de presión entre las caras de entrada y salida de la muestra resultará a su vez un gasto medio (q):
Pe + Ps q = kg A (Pe - Ps) µg L 2
Pe + Ps 2
o sea:
q = kg A (Pe -Ps).....................................(6) µg L despejando kg :
kg = q µg L/A Pe -Ps
.....................................(7)
Que tiene la misma forma que la ecuación (2), la cual corresponde a fluidos incompresibles. En la ecuación (7) se tiene que: q kg Pe Ps µg L A
= Gasto de gas referido a las condiciones medias de presión de la muestra = Permeabilidad al gas a las condiciones medias de presión de la muestra = Presión de entrada a la muestra = Presión de salida de la muestra = Viscosidad del gas = Longitud del núcleo = Área transversal expuesta al flujo
(cm3 /seg) (Darcys) (atm) (atm) (cp) (cm) (cm²)
Como se observa, la permeabilidad efectiva al gas que expresa la ecuación (7) está ligada a un cierto nivel de presión media en la muestra, es decir, no es la permeabilidad absoluta del medio. Para medir el gasto de gas se puede realizar a través de gasómetros convencionales como orificios calibrados. Como parte del equipo se proporciona un juego de orificios calibrados cuya descripción y base teórica de funcionamiento se hacen a continuación. JUEGO DE ORIFICIOS CALIBRADOS:
Los orificios calibrados, son discos de vidrio sinterizado montados en tubos de vidrio, los cuales se colocan a la salida del dispositivo portamuestras: Tomando en cuenta que la presión a la entrada del orificio, Peo, es la presión a la que el gas abandona la muestra, Ps, la ecuación (6) puede escribirse como:
q = kg µg
Pe-Peo L/A
............................................(8)
Análogamente el gasto correspondiente a las condiciones medias del orificio es:
q =
kgo µg
Peo -Pso Lo/Ao
.............................(9)
Donde el grupo de términos kg Ao /Lo se denomina C y es la constante de orificio. La presión media del orificio es diferente a la presión media de la muestra, por lo tanto es necesario expresar el gasto correspondiente a las condiciones medias de la muestra como función del gasto a condiciones medias del orificio. De acuerdo con la Ley de Boyle se tiene:
q
= qo Po P
..........................................………………......(10)
donde: P = Presión media en la muestra (abs) Po = Presión media en el orificio (abs) entonces:
Po = Peo - Pso 2
+ Pa
............................……………...(11)
Con respecto a la presión media de la muestra se tiene:
P = Pe + Ps 2
+ Pa ........................……………......(12)
donde: Peo = Pso = Pe = Ps = Peo= Pa =
Presión de entrada al orificio Presión de salida del orificio Presión de entrada a la muestra Presión de salida de la muestra Presión barométrica del lugar.
(man) (man) (man) (man)
Sustituyendo (11) y (12) en la ecuación (10), del gasto medio q se tiene:
q =
qo Ps + Pso + 2Pa Pe + Ps +2Pa
..............................………..(13)
Sustituyendo (13) en (8) y despejando kg:
kg = L/A qo (Ps + Pso + 2Pa) µ (Pe - Peo)(Pe+Pso+2Pa)
....................…….....(14)
Dado que el valor de la presión a la salida del orificio es prácticamente el de la presión atmosférica, el término Pso de la ec. 14 puede hacerse igual a cero; si en la misma ecuación se sustituye el valor del gasto medio dado por la ec (9):
kg = L/A C Ps (Ps + 2Pa) (Pe - Peo)(Pe+Ps+2Pa)
....................……...(15)
Esta expresión de kg está ligada al nivel de la presión media al que se efectúe la medición, sin embargo, es posible obtener la permeabilidad absoluta de un medio poroso a partir de determinaciones de permeabilidad al gas llevadas a cabo a diferentes presiones medias aplicando la relación, propuesta por Klinkenberg.
k =
kg 1+(b/ p )
..............................................…….....(16)
k kg
= Permeabilidad del medio a un líquido no reactivo. = Permeabilidad del medio a un gas que lo satura totalmente, medido a p = Presión media del gas a la cual se observo kg. = Constante de Klinkenberg para el gas utilizado y el medio poroso.
donde:
p b
La aplicación directa de la ec. (16) requiere el conocimiento de la constante de Klinkenberg, de la cual existen en la literatura correlaciones con la permeabilidad absoluta. Sin embargo su uso introduce errores del orden de la excesiva desviación que tales supuestas correlaciones exhiben y que conducen a que resulte imposible obtener valores confiables de la permeabilidad de alguna muestra porosa. El método recomendable para superar esta dificultad requiere un mínimo de 12 pruebas experimentales de flujo, con cuatro gastos diferentes y a tres valores de presión media, a partir de los cuales la permeabilidad absoluta de la muestra puede obtenerse extrapolando en una gráfica de la permeabilidades contra el inverso de la presión media. Este procedimiento resulta lento, por lo que es recomendable sólo cuando se desea evitar el someter las muestras al nuevo proceso de limpieza que requiere cuando la medición se ha hecho con un líquido, procedimiento que se considera menos laborioso.
PERMEABILIDAD RELATIVA (krf) Es la relación matemática entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta:
krf
=
ko /k
........................................…….........(17)
METODOS PARA DETERMINAR LA PERMEABILIDAD:
Esta se puede determinar de tres maneras: a) Mediante registros geofísicos de pozos (cualitativamente) b) mediante pruebas de variación de presión a pozos, (cuantitativamente). c) mediciones directas de laboratorio. PRESIÓN CAPILAR (Pc): La elevación o descenso de un liquido en tubo capilar o en medios porosos, vienen producidos por la tensión interfacial, dependiendo de las magnitudes relativas de la cohesión del liquido y de la adhesión del liquido, a las paredes del tubo o el medio poroso. Los líquidos ascienden en tubos que mojan (adhesión > cohesión) y descienden en tubos a los que no mojan (cohesión > adhesión). La capilaridad tiene importancia en tubos menores a 10 mm. Por lo que en medios porosos es de suma importancia.
Pc = Po-Pw MOJABILIDAD (m).- Se dice que un fluido moja en forma preferencial la superficie de un solidó cuando se adhiere a ella y tiende a exparcirse sobre la misma, en presencia de otro fluido. Si θ es mayor de cero y menor de 90 grados se dice que la roca es mojada por el agua. TENSIÓN INTERFACIAL (σ): Una molécula en el interior de un liquido esta sometida a la acción de las fuerzas atractivas en todas las direcciones, siendo la resultante nula. Pero si la molécula esta en la superficie de un liquido, sufre la acción de un conjunto de fuerzas de cohesión, cuya resultante es perpendicular a la superficie. De aquí que sea necesario consumir cierto trabajo para mover las moléculas hacia la superficie, venciendo la resistencia de estas fuerzas, por lo que las moléculas superficiales tienen más energía que las interiores. La tensión interfacial de un liquido es el trabajo que debe realizarse para llevar moléculas en numero suficientes desde el interior del liquido hasta la superficie para crear una nueva unidad de superficie (kg/cm²). Este trabajo es numéricamente igual a la fuerza tangencial de contracción que actuará sobre una línea hipotética de longitud unidad situada en la superficie (kg/m). PROPIEDADES PVT DE LOS HIDROCARBUROS RELACIÓN DE SOLUBILIDAD (Rs).- También conocida con el nombre de relación gas disuelto en el aceite @ condiciones de yacimiento. Se puede determinar por métodos de laboratorio sus unidades bienen expresadas en [m3g/m3o]. FACTOR DE VOLUMEN (Bo, Bg, Bw).-es la relación del volumen del fluido @ condiciones de yacimiento entre el fluido @ condiciones estándar. Sus unidades son: [m3f @ c.y./m3f @ c.s.].se determina por métodos de laboratorio. FACTOR DE VOLUMEN TOTAL
Bt = Bo + Bg(Rsi-Rs)
COMPRESIBILIDAD DEL ACEITE (Co, Cg, Cw).- - es el cambio en volumen por unidad volumétrica por el cambio unitario con relación de la presión. Se determina por métodos de laboratorio.
Co = -[1/V*(dV/dP)] VISCOSIDAD (µ).- Es la resistencia interna que presenta un fluido al movimiento y esta en función directa de la presión y temperatura del yacimiento. [md]. DENSIDAD.- Es la masa de una sustancia dividida entre el volumen de la misma. [gr./cm3].
DENSIDAD RELATIVA DE UN GAS: Es el peso molecular de un gas entre el peso molecular del aire. El metano, con un peso molecular de 16.04 lb. Tiene una densidad relativa de 16.04/28.97 = 0.55. MOLE: Es el peso molecular de cualquier sustancia. Por ejemplo 16.04 lb de metano es una mole-libra. En igual forma una mole-gramo de metano son 16.04 gramos del mismos gas. Una mole-libra de gas ocupa 379 ft3 a condiciones estándar. FASE: Es la parte de un sistema que difiere en sus propiedades intensivas, de la otra parte del sistema de hidrocarburos, generalmente se presentan en dos fases, liquida y gaseosa. CONDICIONES ESTÁNDAR: Son definidas por los reglamentos de los estados o países, por ejemplo, en el estado de Texas las condiciones base son: P = 14.65 lb/in². abs.
T = 60°F
Mientras que en Colorado: P = 15.025 lb/in² abs.
T = 60°F
En México se consideran de: P = 14.69 lb/in² abs.
T = 60°F
PRESIÓN DE VAPOR: Es la presión que ejerce el vapor, de una sustancia cuando esta y el vapor están equilibrio, el equilibrio se establece cuando el ritmo de evaporación de una sustancia es igual al ritmo de condensación de su vapor. RELACIÓN GAS-ACEITE: Son los metros cúbicos de gas producido por cada metro cubico de aceite producido, medidos ambos volúmenes a condiciones estándar. Las condiciones de separación como presión, temperatura y etapas, afectan dicho valor. ACEITE ESTABILIZADO: Aceite que ha sido sometido a un proceso de separación con el objeto de ajustar su presión de vapor y reducir su vaporización al quedar expuesto, posteriormente a las condiciones atmosféricas. ACEITE EN EL TANQUE DE ALMACENAMIENTO: Es el liquido que resulta de la producción de los hidrocarburos de un yacimiento a través del equipo superficial empleado para separar los componentes gaseosos. Las propiedades y la composición del aceite dependen de las condiciones de separación empleadas, como son: numero de etapas de separación, presiones y temperaturas. El aceite en el tanque se acostumbra reportarlo a condiciones estándar.
ESTUDIOS PVT: El comportamiento de los fluidos de un yacimiento esta en función de la presión, temperatura, y la composición molecular de los mismos. Los resultados PVT son indispensables para: a) Identificar correctamente los fluidos. b) Interpretar los resultados de las mediciones de presión utilizando valores exactos de las viscosidades, de las densidades y factores
de volumen. c) Determinar las reservas de aceite y de gas, factor de recuperación y el programa de desarrollo de un yacimiento. d) Simular el comportamiento del fluido del yacimiento a condiciones in-situ y en la superficie. e) Estimar la vida útil de los pozos fluyentes y seleccionar el método artificial más adecuado al mismo, cuando se agote la presión. f) Diseñar las instalaciones de separación, líneas superficiales, estaciones de rebombeo, etc. g) Seleccionar el método optimo para procesos de recuperación secundaria o mejorada. DATOS DEL POZO Y YACIMIENTO NECESARIOS PARA UN ESTUDIO PVT. 1. 2. 3. 4. 5.
6. 7. 8.
Presión estática inicial en el yacimiento. Presión de fondo fluyendo durante el muestreo Temperatura del yacimiento Presión y temperatura en la cabeza del pozo. Producción del pozo: Gastos de aceite (Qo) medido en separador y tanque. Gasto de gas (Qg) medido en el separador. Gasto de agua (Qw) medido en separador y tanque. Coeficiente de contracción del aceite entre el separador y el tanque. Contenido de H2S, CO2 u otro fluido particular. Densidad del aceite en el tanque, presencia de arena, sedimentos, agua, etc.
CONDICIONES PARA TOMA DE MUESTRAS PVT: Un estudio PVT debe ser efectuado sobre una muestra representativa, es decir una muestra idéntica al fluido existente en el yacimiento en sus condiciones iniciales (antes de ser producido). Las normas de la ingeniería petrolera para la toma de muestras para los estudios PVT son: A) Yacimientos de aceite.- Muestras de fondo tomadas con el pozo cerrado o fluyendo. Muestras de superficie (gas y aceite tomadas en el separador). B) Yacimientos de gas.- Muestras de superficie tomadas en el separador, produciendo el pozo a un gasto mínimo. C) Yacimientos de aceite volátil.- Muestras de superficie tomadas en el separador produciendo el pozo a un gasto mínimo. VOLUMEN DE MUESTRAS NECESARIO PARA UN ESTUDIO PVT COMPLETO: Muestras de fondo.- Tres muestras representativas de 600 cc. Muestras de superficie.Liquido de separadores: tres botellas de 600 cc. Gas de separadores: tres botellas de 20 litros.
Muestras de fondo tomadas con RFT o con cámaras de muestreo de DST, pueden ser utilizadas después de un control riguroso (por el laboratorio) de la validez de las mismas. PARÁMETROS MAS USUALES EN LA INGENIERÍA DE YACIMIENTOS: RGA So Cf G Gp N Np J m Qo
re rw
R Rp Vp Vor W We Z
RELACIÓN GAS-ACEITE, PRODUCIDO. SATURACIÓN DE ACEITE, AGUA Y GAS COMPRESIBILIDAD DE LA FORMACIÓN VOLUMEN ORIGINAL DE GAS @ C. S. PRODUCCIÓN ACUMULATIVA DE GAS @ C.S. VOLUMEN ORIGINAL DE ACEITE @ C.S. PRODUCCIÓN ACUMULADA DE ACEITE @ C.S. ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD RELACIÓN DEL VOLUMEN ORIGINAL DEL GAS @ C.Y. AL VOLUMEN ORIGINAL DE ACEITE @ C.Y. GASTO DE ACEITE PRODUCIDO @ C.S. RADIO DE DRENE DEL POZO RADIO DEL POZO CONSTANTE DE LOS GASES RELACIÓN GAS ACEITE ACUMULATIVA Rp = Gp/Np VOLUMEN POROSO VOLUMEN DE ACEITE RESIDUAL VOLUMEN DE AGUA DEL ACUÍFERO VOLUMEN DE ENTRADA DE AGUA AL YAC. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS
[M3/m3] [ADIM.] [PSI-1] [M3] [m3] [m3] [m3] [m3o/D/Kg./cm2] [m3g/m3o] [m3/D] [m] [m] [lb-in2/°R mole-lb] [m3g/m3/o] [m3] [m3] [m3] [M3] [ADIM.]
RESERVAS DE HIDROCARBUROS: VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS. Con el fin de pronosticar el comportamiento de un yacimiento, se necesita conocer el volumen original de hidrocarburos en el yacimiento, así como también la energía disponible para expulsar el aceite y el gas a la superficie. Un yacimiento de hidrocarburos está confinado por límites geológicos, como también de límites de fluidos, todos los cuales deben de determinarse lo más exactamente posible. Dentro del confinamiento de tales límites, el aceite está contenido en lo que generalmente se refiere a la “zona bruta”. El volumen “neto” es la parte del yacimiento de donde se produce aceite o gas y se determina dé acuerdo con los valores de permeabilidad, porosidad y saturación de agua. La información que se obtiene de las muestras del análisis de núcleos, PVT y registros geofísicos de los pozos “es básica” en la evaluación del volumen original de hidrocarburos. Si se conoce el volumen del espacio poroso y las propiedades de los fluidos que la saturan, él computo de los hidrocarburos en el yacimiento se convierte en una operación bastante simple. El volumen original de hidrocarburos puede calcular básicamente aplicando dos métodos: Método volumétrico y ecuación de balance de materia. Así también Las reservas de hidrocarburos se pueden clasificar de la siguiente manera: a) Reservas Probables: Son aquellas que se encuentran en una estructura no perforada. Cuando exploración mediante sus estudios descubre una estructura geológica que tiene probabilidades de contener hidrocarburos. b) Reservas Probadas:
Son aquellas estructuras geológicas o trampas estructurales y/o estratigráficas, donde se tiene la evidencia que existe una acumulación de hidrocarburos, la cual puede ser rentable o no la explotación de los mismos. De acuerdo al tipo de hidrocarburos que se produzcan las reservas también se pueden clasificar en: - Reservas de aceite - Reservas de gas - Gas disuelto en el aceite. - Gas asociado libre (casquete de gas) - Gas no asociado al aceite - Gas seco. - Gas húmedo. - Gas inyectado a los yacimientos. LIMITE AREAL DE LOS YACIMIENTOS PARA RESERVAS PROBADAS: LIMITE FISICO Se entiende por límite físico de un yacimiento aquel definido por algún accidente geológico (fallas, discordancias, etc.) o por disminución de la saturación de hidrocarburos, porosidad, o por el efecto combinado de estos parámetros. LIMITE CONVENCIONAL Son límites convencionales aquéllos que se establecen dé acuerdo con el grado de exactitud de los datos o de conformidad con las normas establecidas. Las normas que a continuación se enlistan, han sido propuestas por un grupo de especialistas expertos en el cálculo de las reservas; las cuales parecen ser bastante razonables y lógicas pero, de ninguna manera deberá tomarse como únicas o definitivas ya que setas pueden cambiar con el criterio de cada analista: a)
Si el límite físico del yacimiento se estima de una distancia mayor de un espaciamiento entre pozos, del yacimiento de que se trate; del pozo situado más al exterior, se fijará como límite convencional la poligonal formada por las tangentes a las circunferencias trazadas con un radio igual a la unidad del espaciamiento entre pozos.
b) Si él limite físico del yacimiento queda a una distancia menor o igual a la de un espaciamiento entre pozos, el límite físico se estimará a partir de los datos disponibles, y en ausencia de ellos, a la mitad de la distancia que separa al pozo improductivo y el productor más cercano a él. c)
En el caso de tener un pozo productor a una distancia de DOS espaciamientos, éste se tomará en cuenta para el trazo de la poligonal que define el área probada. Unicamente si existe correlación geológica confiable o pruebas de presión y/o comportamiento que indique la continuidad del yacimiento en esa dirección. De no existir los datos anteriores del pozo se considerará POZO AISLADO, y su reserva se calculará con el límite convencional o sea con la circunferencia trazada con radio igual a la mitad del espaciamiento.
d) Cuando no se disponga de estudios geológicos que confirmen o demuestren la continuidad de los yacimientos entre pozos vecinos, la reserva se calculará para cada pozo considerándolo como POZO AISLADO, con radio de drene convencional, igual a la mitad del espaciamiento entre pozos del yacimiento de que se trate o del considerado mejor aplicado entre campos vecinos. e)
Para la estimación de las reservas de un yacimiento se tomará como área probada la limitada físicamente y de no existir ésta, se utilizará la limitada convencionalmente.
METODOS VOLUMENTRICOS PARA ÉL CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS A CONDICIONES DE YACIMIENTO:
La escuela de estudio de un yacimiento desde el punto de vista estático comprende los siguientes pasos: 1.
Construcción de secciones transversales, utilizando para ello registros geofísicos de todos los pozos perforados en el área del yacimiento.
Las secciones transversales se escogen de una manera arbitraria y las más posibles, procurando que unan o pasen cerca del mayor número de pozos. 2.
Correlación de dichas secciones.
La correlación de las secciones se hace por medio de los registros geofísicos, a una escala predeterminada y uniendo por medio de curvas continuas las marcas que identifiquen las mismas formaciones o marcas especificas en los registros geofísicos. 3.
Construcción de mapas de cimas estructurales.
Utilizando las secciones ya correlacionadas, se procede a trazar la configuración de cimas, anotando en un plano de localizaciones del campo la profundidad correspondiente, posteriormente se realiza la interpolación entre pozos, con la finalidad de obtener un mapa de cimas del yacimiento en estudio. De la misma manera se procede para realizar un plano de bases o limite físico inferior del yacimiento. Conociendo los dos planos anteriores, la diferencia entre ellos nos permite trazar un plano de isopacas o espesores netos de la formación. 4.
Cálculo del volumen de roca.
Para poder calcular el volumen de roca, se tienen dos métodos: a) Método de ISOPACAS. El método de isopacas tiene como base la configuración de un mapa con curvas de igual espesor de formación, para cuya preparación se tiene que disponer de un plano con las localizaciones de todos los pozos que constituyen el campo de estudio. Se anota en cada uno de ellos el espesor neto de la formación y se realiza la configuración por interpolación o extrapolación de datos para tener curvas con valores cerrados. Las áreas cerradas por diferentes curvas se miden, ya sea con un planímetro, formulación de integración numérica, paquetes de cómputo, etc. Los valores encontrados se anotan en una tabla, marcándola como área del plano(cm2) y se realiza la conversión de las áreas a dimensiones reales. Posteriormente se construye una gráfica en coordenadas cartesianas, X-Y, con los valores de área de isopacas vs. espesor de la isopaca. Se determina el área bajo la curva, entre los límites cero y el área máxima. El valor encontrado se multiplica por la escala de la gráfica para obtener el volumen neto de roca. Si se desea conocer el volumen bruto de roca, es necesario realizar nuevamente un plano de isopacas considerando en esta ocasión las zonas densas (lentes, cambio de facies, etc.). b) Método de CIMAS y BASES. Este método tiene como base la configuración de mapas con curvas de igual profundidad, tanto de las Cimas como las Bases de la formación, para cuya preparación será necesario disponer de planos con las localizaciones de todos los pozos que constituyen el campo en estudio. Por medio de registros geofísicos, se determinan las cimas y las bases de cada pozo en cuestión. En el plano de localizaciones de los pozos se anotan en cada uno de ellos, la profundidad de la cima y la base de cada pozo involucrado. Posteriormente, se realiza la configuración correspondiente por interpolación o extrapolación de datos para tener las curvas con los valores cerrados. Las áreas encerradas por las diferentes curvas se miden, con planímetro con formulas de integración, o cualquier otro método conocido, se construye una tabla anotando los valores de las curvas y el área correspondiente, se realiza la conversión a valores reales, de acuerdo a la escala que sé este trabajando.
Para calcular el volumen bruto de roca, se construye una gráfica, X-Y, con los valores de las cimas y las bases, donde sé graficaran los valores de área de roca vs profundidad, posteriormente se convierte a escala real y se obtiene el valor buscado “volumen bruto de roca”. PLANO DE REFERENCIA Con el mismo método de isopacas, se puede determinar un plano de referencia, de tal manera que quede dividido en dos partes iguales el volumen total de roca del yacimiento. El fin que se persigue es de poder referir cualquier parámetro a este plano. 5.
Determinación de la porosidad media del yacimiento.
Existen dos métodos básicos para determinar la porosidad de un yacimiento: (1) Métodos directos y (2) Métodos indirectos. a)
Métodos directos: La porosidad de la formación productora se puede obtener directamente a partir de muestras representativas de dicha formación (núcleos), utilizando para ello “métodos de laboratorio”.
b) Métodos indirectos: La porosidad de las formaciones productoras se puede determinar por medio de los registros geofísicos a pozos. Este es el método mas comúnmente más utilizado, ya que se obtiene un valor promedio de la porosidad del yacimiento. Otro método para determinar la porosidad promedio es mediante pruebas de interferencia entre pozos. 6.
Determinación de la saturación de agua congénita media del yacimiento.
En un yacimiento normalmente están presentes más de un fluido, se acepta en que originalmente los espacios porosos de la roca fueron llenados con agua en su totalidad. Los hidrocarburos más ligeros se movieron por gravedad hacia la parte más alta de la estructura hasta alcanzar posiciones de equilibrio hidrostático y dinámico, desplazando a su recorrido agua de los intersticios hasta una saturación de agua congénita, de aquí que cuando un yacimiento es descubierto, éste pueda contener agua, aceite y gas. Existen dos métodos para determinar la saturación promedio de agua: los cuales son Métodos directos y Métodos indirectos. a)
Métodos directos: Se utilizan normalmente método de laboratorio, basados en el análisis de muestras representativas de la formación (núcleos). En la determinación de este parámetro se utiliza la Retorta, éste método toma una muestra pequeña de la roca y la calienta hasta evaporar el agua y aceite, los cuales son condensados posteriormente y recolectados en una probeta graduada.
b) Métodos indirectos: el método comúnmente más utilizado para la determinación de la saturación de agua promedio es mediante la interpretación de los registros geofísicos. Existe otro método de laboratorio para determinar la saturación de agua en el yacimiento y es mediante la determinación de la presión capilar. 7.
Calculo del volumen original de hidrocarburos a condiciones de yacimiento.
FACTORES QUE INTERVIENEN EN ÉL CALCULO DE LAS RESERVAS: F.R.- Factor de recuperación o eficiencia de recuperación total: Es el volumen de hidrocarburos recuperado dividido entre el volumen de hidrocarburos contenidos inicialmente en el yacimiento. F.R.
=
ER
=
EA * EV * ED
EA = Eficiencia areal: Área barrida en un modelo dividida entre el área total del modelo del yacimiento.
EV = Eficiencia de barrido vertical: Es el espacio poroso invadido por el fluido inyectado dividido entre el espacio poroso comprendido por todas las capas atrás del frente del fluido inyectado. ED = Eficiencia de desplazamiento: Volumen de hidrocarburos desplazado de poros individuales dividido entre el volumen de hidrocarburos en los mismos poros, antes de iniciar el desplazamiento. 1.- Método volumétrico: Los parámetros que intervienen en él calculo de la reserva son los siguientes: Vr = φ = Sw = Boi = FR =
Volumen de roca total en el yacimiento Porosidad de la formación Saturación de agua en el yacimiento. Factor de volumen del aceite inicial Factor de recuperación.
Reserva inicial
=
Vr * φ *(1-Sw) Boi
(m3) (adim) (%) (m3o c.y./m3o c.s.) (%)
* Fr
2.- Simulación con modelos matemáticos 3.- Métodos empíricos: Curvas de declinación Correlaciones. DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN ORIGINAL DE UN YACIMIENTO MÉTODO DE ISOPACAS.- Es un método sencillo y rápido para conocer en forma practica el volumen original de hidrocarburos. Considere un cubo de volumen conocido, Vb, la porosidad de la formación, φ, y la saturación inicial de agua, Swi. Además se sabe que si el yacimiento es de aceite, la saturación será igual A:
So = 1 -Sw
(A)
Se tiene entonces que el volumen original de aceite en el yacimiento es igual a: N = A*h[1-Swi]Φ
@ C.Y.
(B)
DONDE: A y B se expresan en unidades consistentes Expresando lo anterior a c.s. se tiene: N = [Vb*Φ*So]/ Bo
(C)
Para el caso de yacimiento de gas la ecuación © se puede expresar de la siguiente manera: G = [Vb*Φ*Sg]/ Bg
(D)
Para el caso de yacimientos con capa de gas, cuando se conoce el contacto gas-aceite, los volúmenes originales se pueden calcular con el uso de las ecuaciones (C) y (D) EJEMPLO:
MECANISMOS DE EMPUJE EN LOS YACIMIENTOS.EXPANSIÓN DE LA ROCA Y LOS FLUIDOS Este proceso de desplazamiento ocurre en yacimientos bajo saturados, hasta que se alcanza la presión de saturación. La expulsión del aceite se debe principalmente al agua congénita en el yacimiento y la expansión de la roca, desalojando hacia los pozos productores el aceite contenido en el yacimiento. Dada la baja compresibilidad del sistema, el ritmo de declinación de la presión con respecto a la extracción, es muy pronunciado. La liberación del gas disuelto en el aceite ocurre en la tubería de producción, al nivel en que se obtiene la presión de saturación. La relación gas aceite producida permanece, por lo tanto, constante durante esta etapa de explotación, al igual que la relación de solubilidad, rsi. La saturación del aceite prácticamente no varia. La porosidad y la permeabilidad absoluta, disminuyen ligeramente, así como la viscosidad del aceite. El factor de volumen del aceite aumenta también en forma muy ligera. Debido a estas circunstancias el índice de productividad permanece casi constante. EMPUJE DE GAS DISUELTO LIBERADO.- Una ves iniciada en el yacimiento la liberación del gas disuelto en el aceite, al alcanzarse la presión de saturación, el mecanismo de desplazamiento se deberá, primordialmente, al empuje de gas disuelto liberado; ya que si bien es cierto que tanto el agua intersticial y la roca continúan expandiéndose, su efecto resulta despreciable, puesto que la compresibilidad del gas es mucho mayor que la de los otros componentes de la formación. El gas liberado no fluye inicialmente hacia los pozos, sino que se acumula en forma de pequeñas burbujas aisladas, las cuales por motivo de la declinación de la presión, llegan a formar posteriormente una fase continua, que permitirá el flujo de gas hacia los pozos. La saturación de gas mínima para que ocurra flujo del mismo se denomina saturación de gas critica. Durante esta etapa, en que la saturación de gas es menor que la critica, la relación gas-aceite producida, disminuye ligeramente, ya que el gas disuelto en el aceite, que se libera, queda atrapado en el yacimiento. El gas liberado llena totalmente el espacio desocupado por el aceite producido. La saturación de aceite disminuirá constantemente, a causa de su producción y de su encogimiento por la liberación del gas disuelto; por lo tanto, mientras que la permeabilidad al aceite disminuye continuamente, la permeabilidad al gas aumentara. Debido a que este mecanismo se presenta generalmente en yacimientos cerrados, la producción de agua es muy pequeña o nula. Las recuperaciones por empuje de gas disuelto son casi siempre bajas, variando del 5 al 35 % del aceite contenido a la presión de saturación. Cuando este mecanismo de desplazamiento ocurre en yacimientos que no presentan condiciones favorables de segregación, la recuperación es totalmente independiente del ritmo de estación. EMPUJE POR CAPA O CASQUETE DE GAS.- Consiste en una invasión progresiva de la zona de aceite por gas, acompañada por un desplazamiento direccional del aceite fuera de la zona de gas libre y hacia los pozos productores. Los requerimientos básicos son: I. II.
Que la parte superior del yacimiento contenga una alta saturación de gas Que exista un continuo crecimiento o agrandamiento de la zona ocupada por el casquete de gas.
La zona de gas libre requerida puede presentarse de tres maneras: a)
Existir inicialmente en el yacimiento como casquete.
b) Bajo ciertas condiciones, puede formarse por la acumulación de gas liberado por aceite al abatirse la presión del yacimiento, a consecuencia de la segregación gravitacional. c) La capa de gas puede crearse artificialmente por inyección de gas en la parte superior del yacimiento, si existen condiciones favorables a la segregación gravitacional. La ventaja de este mecanismo consiste en que propicia, mediante una adecuada localización y terminación de pozos, la obtención de producciones de aceite de la sección del yacimiento que no contiene gas libre, reteniéndose, en la parte superior del yacimiento, el gas libre que se utiliza para el desplazamiento. Las recuperaciones en yacimientos con capa de gas varían normalmente del 20 al 40 % del aceite contenido originalmente, pero si existen condiciones favorables de segregación gravitacional, se pueden obtener recuperaciones del orden del 60 % o más. EMPUJE POR ENTRADA DE AGUA.- Este desplazamiento es muy similar al del casquete de gas. El desplazamiento de los hidrocarburos, tiene lugar en este caso atrás y en la interfase agua-aceite, progresivamente, desde las fronteras exteriores del yacimiento hacia los pozos productores. Si la magnitud del empuje hidráulica es lo suficientemente fuerte para mantener la presión del yacimiento o permitir tan solo un ligero abatimiento en ella, entonces el aceite será casi totalmente recuperado, por desplazamiento por agua, puesto que no habrá liberación de gas en solución o dicha liberación será pequeña y asimismo el desplazamiento que ocasione. Los requerimientos básicos para este PROCESO SON: I. II.
Una fuente adecuada que suministre agua en forma accesible al yacimiento. Una presión diferencial entre la zona de aceite del yacimiento y la zona de agua del acuífero, que induzca y mantenga la invasión. El empuje hidráulica puede ser natural o artificial. Para que se presente en forma natural debe de existir, junto a la zona productora, un gran volumen de agua en la misma formación, sin barrera entre el aceite y el agua, y la permeabilidad de la formación facilitar su filtración adecuada.
La formación - acuífero puede algunas veces alcanzar la superficie. En este caso la fuente de agua de invasión podrá disponerse a través de la entrada del agua superficial por el afloramiento. Esta condición no es muy común. Generalmente la invasión del agua tiene lugar por la expansión de la roca y del acuífero. Tanto como el agua invade una sección de la zona de aceite y desplaza algo de el, la saturación de agua aumenta, la formación adquiere e incrementa su permeabilidad al agua y esta tiende a fluir junto con el aceite. En la mayoría de los yacimientos agotados por empuje de agua, la presión del yacimiento se conserva a un nivel relativamente alto cuando se abandona su explotación. La relación gas-aceite producida en el yacimiento con empuje hidráulica efectivo no sufre cambios sustanciales, debido que al mantenerse alta la presión, se evita la liberación de gas disuelto y su disipación en la producción. Las recuperaciones varían normalmente de 35 a 75 % del volumen original de aceite en el yacimiento. Las recuperaciones bajas corresponden a yacimientos heterogéneos o con aceite viscoso. En este tipo de yacimientos la recuperación es sensible a los ritmos de explotación. Si los gastos son altos el depresionamiento propiciara la liberación de gas y el desplazamiento con agua se efectuara en presencia de una fase gaseosa. DESPLAZAMIENTO POR SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL.- La segregación gravitacional puede clasificarse como un mecanismo de empuje; sin embargo, se considera mas bien como una modificación a los demás. La segregación gravitacional, es la tendencia del aceite, gas y agua a distribuirse en el yacimiento de acuerdo a sus densidades. El drene por gravedad puede participar activamente en la recuperación del aceite. Por ejemplo. En un yacimiento bajo condiciones favorables de
segregación, gran parte del gas liberado fluirá a la parte superior del yacimiento, en ves de ser arrastrado hacia los pozos productores por la fuerza de la presión, contribuyendo así a la formación o agrandamiento del casquete de gas y aumentando la eficiencia total de desplazamiento. Los yacimientos presentan condiciones propicias a la segregación de los fluidos, cuando poseen espesores considerables o alto relieve estructural, alta permeabilidad y cuando los gradientes de presión aplicados, no gobiernan totalmente el movimiento de los fluidos. La recuperación en yacimientos donde existe segregación gas y/o de agua, es sensible al ritmo de explotación. Mientras menores sean los gastos, menores serán los gradientes de presión y mayor la segregación.
BALANCE DE MATERIA PARA YACIMIENTOS BAJOSATURADOS: El desplazamiento de los fluidos en los yacimientos ocurre por la expansión de los elementos que lo constituyen y el receptáculo almacenante. Aunque este concepto es ampliamente conocido, su aplicación en el comportamiento de yacimientos bajosaturados se restringió inicialmente a considerar el desplazamiento como un producto exclusivo de la expansión del aceite, empleándose la ecuación de balance de materia en la forma siguiente:
Np = Bo - Boi N Bo
(I)
Posteriormente M.E. Hawkins desarrollo una ecuación aplicable a yacimientos bajo saturados, expresada en la forma siguiente:
NBoiCe∆p = NpBo-We+BwWp
(II)
Ce = SoCo + SwCo + Cf So
(III)
DONDE :
Donde Ce es la compresibildad efectiva. Aunque aparentemente la resolución de esta ecuación no presenta dificultad alguna, su correcta aplicación requiere del conocimiento del termino “Ce”, cuyo valor es solo cuantificado con suficiente aproximación cuando se conoce con precisión los valores de la porosidad y la saturación de agua en el yacimiento, lo que equivale a contar con la estimación volumétrica del contenido original de hidrocarburos. El volumen de fluidos desplazados en el yacimiento al abatirse la presión ∆’p = (Pi-P), es igual a la expansión del aceite, agua y sólidos contenidos en el yacimiento, mas el volumen de entrada natural de agua:
Vfd = volumen de fluidos desplazados = Eo + Ew +Es +We
(IV)
Donde:
Eo = VoCo∆’p = Vpi (1-Sw)Co∆’p Ew = VwCw ∆’p = VpiSwCw∆’p
(V)
Es = VsCs∆’p = VpiCf∆’p
(VII)
(VI) Obsérvese que estas ecuaciones Sw es la saturación de agua media en el yacimiento y Vpi es el volumen de poros inicial del yacimiento. El volumen de fluidos producidos o desplazados en yacimiento, a la presión final es:
Vfp @ cy = NpBo + WpBw
(VIII)
El volumen de poros iniciales es:
Vpi = Voi = NBoi Soi (1-Sw)
(IX)
Sustituyendo IX en V, VI Y VII y posteriormente en IV, se obtiene: Vfd @cy = [NBoiD’p [(1-Sw)Co +SwCw +Cf]/(1-Sw)] + We (X) El coeficiente NBoi∆’p se conoce como la compresibilidad efectiva de los fluidos Ce; incluye la compresibilidad del agua, aceite y roca y es igual al expuesto en la ec. (III). Por lo tanto:
Vfd @ cy = NBoi∆’pCe +We
(XI)
Igualando las ecs. (VIII) y (XI) y desarrollando se obtiene: NBoiCe∆’p = NpBo + WpBw - We
(XII)
Despejando N:
N = NpBo +WpBw -We BoiCe∆’p
(XIII)
Esta es la ecuación de balance de materia o volumétrico para un yacimiento bajosaturado.
Esta ecuación se puede expresar en la forma siguiente:
NBoiCe∆’p
+
expansión de aceite agua y roca @ cy.
We
=
entrada de agua
NpBo +WpBw
(XIV)
volumen de fluidos desplazados o producidos @ cy.
Si no existe entrada de agua y la producción de agua es despreciable:
N=
Y
NpBo BoiCe∆’p
(XV)
Rec = Np = BoiCe∆’p N Bo
(XVI)
TÉRMINOS USADOS EN LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIA:
N @ c.y. Gas disuelto en aceite original @ C.S. Gas libre inicial @ C.Y. Prod. acumulativa de gas @ C,S, Entrada neta de agua al yacimiento. @ C.Y. Aceite remanente en el yacimiento @ C.Y. Gas disuelto en aceite residual @ C.S. Factor de volumen de las dos fases
NBoi = NBti NRsi GBgi = mNBoi = mNBti Gp = NpRp We -Wp Bw (N - Np)Bo (N - Np)Rs Bt = Bo + Bg(Rsi-Rs)
DESPUÉS DE UN CIERTO PERIODO DE EXPLOTACIÓN SE ESTABLECE LA SIGUIENTE IGUALDAD PARA EL GAS @ C.S.
1 2 3 4 5 VOLUMEN VOLUMEN = VOLUMEN VOLUMEN + VOLUMEN DE GAS + DE GAS DE GAS + DE GAS DE GAS PRODUCIDO LIBRE DISUELTO LIBRE DISUELTO INICIAL EN INICIAL RESIDUAL RESIDUAL EL CASQUETE Donde: 1= 2= 3= 4= 5=
mNBoi / Bgi NRsi [mNBoi + NBoi - (N-Np)Bo - (We -WpBw)]/Bg (N-Np) Rs NpRp.
Multiplicando por Bg, desarrollando y despejando N, se tiene: N = [Np[Bo + Bg(Rp-Rs)] - (We -WpBw)] / [Bt - Bti+ mBti [(Bg/Bgi)-1]] Esta es la forma general de la ecuación de balance de materia para cualquier tipo de yacimientos. CURVAS DE DECLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN INTRODUCCIÓN: Una de las principales tareas del Ingeniero de Yacimientos, es la revisión y el cálculo de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos, con la finalidad de poder determinar el volumen total recuperable hasta alcanzar el límite económico. Los descubrimientos de nuevos yacimientos, terminaciones, reparaciones, abandono de pozos, cambios de métodos de operación y condiciones mecánicas de los pozos, hacen que el trabajo sea constante y en muchas ocasiones, se complica por falta de datos y características de los yacimientos, sin embargo, se pueden hacer estimaciones cercanas a la realidad a través de la extrapolación de “curvas de declinación de la producción”, obtenidas de la historia de la producción del pozo o yacimiento involucrado. Las curvas de la declinación de la producción son ampliamente utilizadas en la Industria Petrolera, para evaluar el comportamiento de los yacimientos y realizar las predicciones del comportamiento futuro de los mismos. Cuando las estimaciones se basan en el análisis matemático o la técnica de analizar las curvas de la declinación de la producción, deberá de recordarse siempre que éste análisis es simplemente por conveniencia, y es un método que está sujeto a tratamiento matemático o gráfico y no tiene bases en las leyes físicas que gobiernan el flujo de los fluidos en el yacimiento. Tales curvas pueden dibujarse para pozos individuales o para el yacimiento en explotación. Para poder desarrollar lo anterior es necesario realizar las gráficas de tiempo vs producción (aceite, gas, agua). Este método se basa en el hecho des que después de un periodo durante el cual la producción fue estable o contante, llegará un momento en el cual los pozos ya no puedan mantener la producción, y esta disminuirá gradualmente o sea que declinará conforme transcurra el tiempo.
CURVAS TIPICAS OBTENIDAS DE LA HISTORIA DE PRODUCCIÓN Los datos de la historia de la producción de un yacimiento, pueden graficarse de diversas formas, los tipos más comunes son: a) b) c) d) e) f)
Ritmo de producción vs tiempo (Qo vs t). Ritmo de producción vs producción acumulada (Qo vs Np) Porcentaje de agua en la producción vs producción acumulativa. Presión vs producción acumulativa. Profundidad del Cw-o vs producción acumulativa. Producción acumulativa de gas vs producción acumulativa de aciete.
Las gráficas del inciso (a) son las que se utilizan con mayor frecuencia para fines de interpretación de la declinación de la producción. Las gráficas que relacionan el porcentaje de agua con la producción y la producción acumulativa, son empleadas en yacimientos donde la última producción se fija por el porcentaje de agua, más que por la misma declinación de la producción, de tal forma que los datos puedan extrapolarse hasta el porcentaje de agua que represente el límite económico. Las gráficas de presión contra producción acumulativa, permiten determinar el tipo de energía predominante en el yacimiento, así, cuando se trata de un yacimiento con empuje hidráulico, la presión se mantendrá casi constante, mientras que en los yacimientos con empuje volumétrico la presión tendra a declinar más rápidamente. TIPOS DE CLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN: Las curvas de la declinación de la producción, de acuerdo con el tipo de declinación, se clasifican en los tres siguientes tipos: a) Exponencial. b) Hiperbólica. c) Armónica. Se dice que una curva, ritmo de producción-tiempo o ritmo de producción – producción acumulativa, muestran una declinación de tipo exponencial, cuando al ser graficados los datos en escala semilogaritmica, estos muestran una tendencia lineal. Si los datos al ser graficados en escalo doble logarítmica muestran una tendencia lineal, se dice que la declinación es de tipo hiperbólica. La declinación armónica es un caso particular de la declinación hiperbólica. a)
Declinación Exponencial.- se caracteriza por el hecho de que la caída en el ritmo de producción por unidad de tiempo, es proporcional al ritmo de producción, esto es: dq/dt
=- bq
Donde: b dq dt
Constante de proporcionalidad. Diferencial de producción. Diferencial de tiempo
integrando y agrupando se tiene la siguiente expresión: q
=
qo e –bt.
donde: q qo b t
Gasto de aceite para el siguiente periodo de qo. Gasto inicial antes del pronóstico. Factor de declinación Periodo de tiempo.
(BPD). (BPD) (%) (días, meses, años)
b) Declinación hiperbólica: La curvas de declinación hiperbólica a diferencia de las curvas de declinación exponencial, muestran una declinación variable. La expresión matemática que representa a este tipo hiperbólico esta dada por: q
=
qo tb
MÉTODOS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA Y MEJORADA: RECUPERACIÓN PRIMARIA.- Es aquella que se logra mediante los mecanismos naturales de empuje en el yacimiento. RECUPERACIÓN SECUNDARIA.- Es el aceite recuperado mediante la adición de una fuente de energía adicional externa al yacimiento, esta etapa viene secuencialmente después de finalizada la recuperación primaria. Normalmente se consideran como procesos de recuperación secundaria la inyección de agua y la inyección de gas en forma inmisible. RECUPERACIÓN TERCIARIA.- Son los hidrocarburos recuperados mediante la adición de una fuente de energía externa al yacimiento, que se realiza al finalizar un proyecto de recuperación secundaria. Los procesos que normalmente se toman como de recuperación terciaria son: procesos inmisibles de inyección de agua con aditivos químicos, gases no hidrocarburos, procesos térmicos. RECUPERACIÓN MEJORADA.- Aceite recuperado mediante la adición de alguna fuente de energía adicional al yacimiento, diseñada para trabajar sobre uno o varios de los factores adversos que se presentan en un proceso convencional de inyección de agua. En esta forma, los parámetros pueden ser secundarios o terciarios, dependiendo de la etapa en que los apliquen. FACTORES QUE AFECTAN LA ECONOMÍA DE UN PROYECTO DE REC. MEJORADA. I) SATURACIÓN RESIDUAL DE ACEITE: A) MAGNITUD B) DISTRIBUCIÓN II) FACTORES FÍSICOS: A) EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO. 1) DISTRIBUCIÓN DEL TAMAÑO DEL PORO 2) FORMA E INTERCONECTIVIDAD DE POROS 3) MOJABILIDAD DEL SISTEMA. 4) PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS ALOJADOS EN EL MEDIÓ POROSO III) FACTORES ECONÓMICOS: A) CANTIDAD DE ACEITE RECUPERADO. B) COSTOS DE APLICACIÓN Y MANEJO DEL PROYECTO 1) MANEJO Y TRANSPORTE DE FLUIDOS TANTO INYECTADOS COMO PRODUCIDOS 2) NECESIDAD DE INSTALACIONES Y POSIBLES POZOS ADICIONALES. C) VALOR DEL ACEITE EXTRAÍDO D) POLÍTICA DE LA EMPRESA. CLASIFICACIÓN DE LOS PROCESOS DE REC. MEJORADA:
CAPITULO-III ASPECTOS PRÁCTICOS EN LA PERFORACIÓN DE UN POZO: LOCALIZACIÓN DE UN POZO.- Son tres los aspectos principales que se consideran en la localización de un pozo: 1.
UBICACIÓN.- De acuerdo a la localización geográfica estos se clasifican en: terrestres, lacustres y marinos.
2.
COORDENADAS de referencia .- Se considera un eje cartesiano bidimencional, x-y, como referencia, de un punto previamente bien identificados, como puede ser, Río San Joaquín, en el Distrito de Reynosa. X = + 71 369.81
3.
Y = - 1 800 023.40
LOCALIZACIÓN.- Normalmente se considera una distancia al pozo más cercano del área del nuevo objetivo. 2 500.15 m. AL S 35° 54’ 35’’ E.
DESCRIPCIÓN DE UN EQUIPO DE PERFORACIÓN: En términos generales los equipos de perforación están constituidos por las siguientes componentes: A) TORRE DE PERFORACIÓN, SISTEMAS DE ELEVACIÓN Y GRÚAS. B) SISTEMA DE CIRCULACIÓN Y ACONDICIONAMIENTO DE FLUIDO C) SISTEMA ROTATORIO DE PERFORACIÓN D) SISTEMA DE CONTROL DEL POZO E)
SISTEMAS DE GENERADORES DE ENERGÍA
A)TORRE DE PERFORACIÓN.- De a cuerdo la norma 4 de A.P.I. las torres de acero se clasifican de la siguiente manera: No DE TAMAÑO 8 9 10 11ª 11 12 16 18 18ª
ALTURA (m) 20.130 22.265 24.400 26535 26535 28.670 37.210 41.480 41.480
LADO DE LA BASE 6.096 6.096 6.096 6.096 7.315 7.315 7.315 7.925 9.140
Las torres de perforación fueron sustituidas por los mástiles de perforación debido a la flexibilidad de instalación y transporte de los mismos, siendo la clasificación de estos en: 1) Mástiles portátiles de pie derecho libres y 2) Mástiles portátiles atirantados.
Existen diversos tamaños de mástiles de a cuerdo a las necesidades de las profundidades a perforar, como pueden ser los de 25.5 m. De altura para profundidades hasta de 2320 m. Y estructuras de 38.3, 41.5 ó 43 m. Capaces de soportar cargas hasta de 500 tn. Y profundidades de 4 500 m. o más. SISTEMA DE ELEVACIÓN: esta constituido por la corona, la polea viajera, el cable de perforación, gancho o conexión giratoria, elevadores, tambor del malacate, principalmente. GRÚAS: no en todos los equipos de perforación existen las grúas de apoyo, para el movimiento de tubería, materiales y herramientas necesarias en la perforación de los pozos. B) SISTEMA DE CIRCULACIÓN Y ACONDICIONAMIENTO DE FLUIDO: Esta constituido principalmente por la presa de lodos, bomba de lodos, manguera de lodo o manguera de circulación, separador del gas del lodo, mesa temblorina o rumbera. PRESA DE LODOS.- Lugar donde se miden las propiedades reológicas del lodo y acondicionamiento del mismo. BOMBA DE LODOS.- Necesarias para mantener una circulación del fluido en el pozo. MANGUERA DE CIRCULACIÓN.- Lugar por donde se inicia la circulación directa al agujero o pozo en perforación, conectada directamente a la unión giratoria. O swivel. SEPARADOR DEL GAS DEL LODO.- Recibe directamente el lodo a la salida del pozo por el espacio anular, y su función es eliminar el posible gas mezclado con el lodo el cual ocasiona modificaciones a las características del mismo. MESA TEMBLORINA.- Separa los recortes de formación acarreados por el lodo a la superficie. C) SISTEMA ROTATORIO DE PERFORACIÓN: Esta compuesto por la unión giratoria o swivel, kelly, buje del cuadrante y mesa rotatoria UNIÓN GIRATORIA O SWIVEL.- Es el punto por el cual se enlaza el sistema de elevación con el sistema rotatorio de perforación. KELLY.- Estos pueden ser de forma cuadrada, hexagonal o estriada (cruciforme), los tamaños son de 63 a 203 mm. En los kellys cuadrados y de 140 a 178 mm. Para los estriados. Las longitudes pueden variar de a cuerdo a la clase de tubería de perforación. Siendo estos de 12.75m. o más para la clase (1) y de 6 a 7.3 m. para la clase 3 y de 9 a 10 m. De largo para la clase (2) son el punto de agarre firme entre la mesa rotatoria y la columna de perforación. MESA ROTATORIA.- Como ya se menciono anteriormente, esta conectada directamente con el kelly y este a su ves a la tubería de perforación, con el objetivo de hacer girar esta a determinadas velocidades para la perforación de los pozos. E) SISTEMA DE CONTROL DEL POZO: Constituido principalmente por el medio árbol o preventores y el sistema de preventores a control remoto.
F) SISTEMA DE GENERACIÓN DE ENERGÍA:
Constituido principalmente por motores y generadores que operan con diesel o gas y proporcionan la energía necesaria para el funcionamiento de todo el equipo de perforación. EQUIPOS Y HERRAMIENTAS USUALES EN LA PERFORACIÓN: -LLAVE DE CONTRAFUERZA -LLAVE DE CADENA -CUÑAS MECÁNICAS O HIDRÁULICAS -BARRENAS -ESCAREADORES -PESCANTES -MARTILLOS HIDRAULICOS -TUBERÍAS DE PERFORACIÓN -TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO -CENTRADORES -RASPADORES -EQUIPO DE DESVIACIÓN DE POZOS
PROGRAMA DE PERFORACIÓN: Objetivo: (tipo de pozos) Coordenadas.
exploratorio, desarrollo, etc.
Localización terrestre, marino, lacustre Profundidad programada (md y/o mv) Columna geológica Programa de muestreo (canal y/ núcleos) Programa de tuberías de revestimiento. Programa de registros geofísicos Programa de pruebas de producción y/o formación Programa de fluidos de perforación y terminación Programa de barrenas y sarta de perforación.
CUADRILLA DE PERFORACIÓN: Aunque el número de personas en una cuadrilla de perforación varía de equipo a equipo, la mayoría de las cuadrillas trabando en tierra consiste en: Un supervisor de perforación o jefe de perforadores. Un perforador. Un enganchador (torrero o chango). Y dos o tres ayudantes de piso. A veces las cuadrillas también incluyen un motorista o engrasador, un mecánico de torre y un electricista. Aunque no forma parte del grupo, la compañía operadora muchas veces también tiene un representante en la torre en todo momento. Se le conoce como el hombre de la compañía en la torre y formalmente como el representante de la compañía. En las plataformas marinas, el contratista emplea personal adicional al número de personas que emplea en tierra firme, debido a la naturaleza compleja en alta mar. Por ejemplo, en una plataforma marina, un número de obreros trabajarán bajo la dirección del jefe de los ayudantes, quien mucha veces también sirve de operador de grúa. Los obreros se encargan del equipo y materiales que constantemente se reciben en plataforma. El operador de grúa debe de tener los conocimientos necesarios para operar las enormes grúas que se utilizan en la mayoría de las plataformas para cargar i descargar materiales.
INICIO DE LA PERFORACIÓN DE UN POZO: El primer paso que se realiza en la perforación de un pozo, consiste en perforar un contrapozo o sótano, de forma cuadrada, posteriormente si la tierra es muy blanda se coloca el tubo conductor, mediante el uso de un martillo y si el suelo es muy duro se utiliza una torre portátil de perforación. También se perfora otro hoyo al lado del sótano. Este hoyo se reviste con un tubo y se le denomina con el nombre de ratonera. La ratonera sirve para colocar temporalmente el cuadrante o kely de perforación.
TIPOS DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO:
1.
Tubería conductora.- Se cementa 100 %, sirve para conducir el fluido a la presa de lodos, sustentar las formaciones poco consolidadas y aislar acuíferos someros, principalmente.
2.
Tubería superficial.- Se cementa 100 %, sirve para colocar el cabezal de tuberías y tener así un control sobre la perforación del pozo, aísla acuíferos, yacimientos poco profundos, sustentar las paredes del agujero, etc.
3.
Tubería intermedia.- Para pozos poco profundos no es necesaria, no se requiere que se cemente hasta la superficie, aísla acuíferos, yacimientos poco profundos y sustenta las paredes del pozo.
4.
Tubería de explotación.- Es la más importante de todas las tuberías antes mencionadas, desempeña funciones esenciales en los trabajos de terminación y reparación de pozos, no se cementa hasta la superficie y es la que aísla la formación productora con el interior del pozo.
5.
Tubería corta o liner.- Se utiliza cuando se emplea la tubería de explotación y tiene las mismas funciones que esta última.
FACTORES DE DISEÑO PARA TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO Y PRODUCCIÓN: A) Revisión por tensión (roscas). B) Revisión por colapso. C) Revisión por presión interna.
CLASIFICACIÓN DE LAS TUBERÍAS: Grado.Composición del acero. Peso.lb/pie. Junta.- Unión, caja o piñón, integrada o coples. Rosca.Buttres, redonda, etc Rango.Longitud del tubo.
PERFORACIÓN DIRECCIOONAL CONTROLADA:
La perforación direccional controlada es la ciencia de desviar el ángulo de un pozo siguiendo un curso planificado hacia un objetivo subterráneo localizado a una distancia dada horizontalmente debajo de la mesa rotatoria de un equipo de perforación. APLICACIONES TIPICAS DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL CONTROLADA: ¾
El matar o controlar un reventón de un pozo, es una de las aplicaciones más dramáticas de la perforación direccional.
¾
Una de las aplicaciones más comunes de la perforación direccional controlada en la actualidad es en los pozos de costa afuera. Erigir una sola plataforma de producción cuesta millones de dólares y erigir una para cada pozo no sería económico; pero usando la perforación direccional se pueden perforar varios pozos desde una sola plataforma desviándolos después de modo que lleguen a la cima del yacimiento, respetando el espaciamiento requerido entre pozos.
¾
También se usa la perforación direccional controlada en la perforación de pozos exploratorios, para localizar el contacto agua-aceite o la localización exacta de un plano de falla. Algunas veces se usa para perforar debajo de la inclinación o declive de un plano de falla. Este uso elimina el riesgo de tener que perforar a través del plano de una falla. En el caso de un terremoto, podría deslizarse y cortar la tubería de revestimiento.
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Algunas veces es imposible localizar el equipo de perforación sobre el punto exacto donde el pozo se debe de perforar. Para evitar este problema, el equipo de perforación se puede colocar a un costado y desviar el pozo con la finalidad de llegar al objetivo programado.
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Si un pozo se perfora en el casquete de gas de un yacimiento, se puede taponar este, parcialmente, para desviarlo y localizar la zona de aceite.
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Para el caso de un pozo descontrolado, se perfora un pozo direccional el cual tiene el objetivo de aliviar la presión, mediante la inyección de fluidos de perforación con alta densidad.
¾
También la perforación direccional puede usarse para desviarse de algunos de los problemas que ocurren en el subsuelo, como pueden ser los domos salinos y el contacto agua-aceite.
PATRONES DE LA DESVIACIÓN DE UN POZO: La experiencia ha demostrado que la mayoría de los pozos desviados caen dentro de uno de los tres patrones de desviación básicos. La selección de determinar el patrón para ajustarse a un programa de perforación determinado no es sencillo. Intervienen muchos factores complejos como la información disponible acerca de las estructuras geológicas, programas de lodo y tuberías de perforación, espaciamiento entre pozos, etc. ¾
El patrón de tipo I, está planificado de manera que el ángulo de desviación inicial se obtenga a una profundidad no muy grande y de ese punto el ángulo se mantiene como una línea recta hacia el objetivo. Una vez que el ángulo y la dirección se han obtenido, se cementa la tubería de revestimiento superficial a través de la sección desviada y se cementa. Generalmente el patrón I puede emplearse en dos programas de profundidad precisa.
¾
El patrón de tipo II también se desvía cerca de la superficie. Después que se ha logrado la desviación, se coloca y cementa la tubería de revestimiento superficial. La perforación continúa a lo largo de este curso desviando hasta que se alcanza el desplazamiento lateral deseado; entonces el hoyo se regresa a la vertical.
¾
La desviación en el patrón tipo III se empieza bastante debajo de la superficie. El ángulo del hoyo se mantiene fijo entonces hasta el objetivo. Los ángulos de desviación son altos, y la distancia lateral hasta el objetivo deseado debe de ser relativamente más corta que en otros patrones.
INSTRUMENTOS CONTROLADA:
Y
HERRAMIENTAS
PARA
PEFORACIÓN
DIRECCIONAL
Instrumentos para inspección direccional. Los instrumentos para la inspección direccional son los ojos por medio de los cuales el ingeniero puede ver por donde va el hoyo. ¾
Instrumento fotográfico de un solo disparo. En este instrumento especial, una brújula magnética transparente flota en un líquido. El líquido actúa como amortiguador, y fija la posición de la brújula de manera que se pueda registrar el ángulo de desviación.
¾
Instrumentos mecánicos de un solo disparo. Hay un tipo de instrumento de inspección direccional que no usa cámara, consecuentemente, el disco no tiene que revelarse antes de que se pueda leer, pero requiere un lector para interpretar los datos. Una tarjeta con una muesca cortada en ella se coloca en el soporte de tarjetas de manera que la muesca siempre se balancee girando hacia el pozo norte magnético de la tierra. Cuando el instrumento alcanza el fondo del agujero, el reloj regulador de tiempo, en vez de prender la luz, empuja la tarjeta hacia arriba contra un péndulo que perfora un agujero en la carta. Si el péndulo está quieto cuando se hace el registro, sólo habrá un agujero, pero si el péndulo está en movimiento cuando se hace el registro, habrá entonces dos agujeros.
¾
Instrumentos magnéticos de varios disparos. Después de que se hayan inspeccionado varias profundidades con un instrumento de un solo disparo, el ingeniero desviados generalmente requiere hacer una verificación de las lecturas de modo que si se ha cometido algún error se pueda corregir antes de que el agujero se siga perforando. Está operación de verificación se realiza con un instrumento de inspección direccional de varios disparos. El reloj es el instrumento de varios disparos, se fija a tiempo para que la película avance un cuadro y se tome una exposición cada 90 pies (27.43 metros) (o la longitud de una lingada)a medida de que se saca la tubería o al sacar el instrumento en un cable de acero.
¾
Instrumento giroscópico de varios disparos. El giroscopio toma el lugar de la brújula magnética. El rotor cargado se pone a funcionar y gira a unas 40 a 60 mil revoluciones por minuto, antes de bajarse al pozo. A medida que toma velocidad la brújula giroscópica su eje de rotación busca el polo norte y sur verdaderos de la tierra. La manecilla alineada con el eje de rotación, por lo tanto, apunta al norte verdadero. Un tubo de mercurio balístico evita que la brújula giroscópica se desplace o balancee. Algunos tipos de giroscopio pueden girar sin motor durante el tiempo que dura la prueba. En otros tipos después de alcanzar su velocidad, un motor y unas pilas sostienen la misma. la cruz en cada una de las fotografías es un péndulo que indica la inclinación del agujero así como la dirección de esa inclinación.
HERRAMIENTAS DESVIADORAS O DEFLECTORAS: Un requisito primordial para la perforación direccional es tener las herramientas desviadoras apropiadas, junto con barrenas especiales y otras herramientas auxiliares. Una herramienta deflectora es un
dispositivo mecánico que se coloca en el agujero para hacer que el pozo se desvíe de su curso. Hay numerosas herramientas deflectoras disponibles para usarse en la desviación de un agujero o para corregir su rumbo. La selección de una herramienta desviadora depende de varios factores, pero principalmente del tipo de formación en el punto en que ha de iniciarse la desviación del agujero. ¾
Motores hidráulicos de fondo. Estas herramientas perforan un agujero de diámetro completo y no requieren un repaso posterior. También se puede hacer múltiples desviaciones sin salir del agujero. Los motores hidráulicos de fondo se mueven con el flujo del fluido de perforación que baja por la columna de perforación, eliminando así la necesidad de girar la tubería.
¾
Motores hidráulicos helicoidales. El uso de este tipo de motores implica un nuevo concepto de transmisión de fuerza por lo que se refiere a la perforación. El motor es un desviador de la bomba helicoidal comúnmente asociada con el bombeo de pozos de agua; sin embargo, el motor corre en dirección inversa. La herramienta consiste de una válvula de descarga, un motor helicoidal de dos etapas, conjunto de conexión, conjunto de cojinete y flecha impulsora y una unión sustituta para la barrena. La válvula de descarga opera hidráulicamente, abriendo cuando no hay presión de fluido en la sarta de perforación o cerrándose cuando la presión se acumula. Sus propósitos principales son permitir que el fluido de perforación llene la tubería de perforación cuando se está metiendo y que permita el drenaje cuando se está sacando durante una carrera.
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Desviador de pared o cuchara desviadora.
DESCRIPCIÓN DE LA HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN: El lodo de perforación tiene varios objetivos: A) Lubricación y enfriamiento de la sarta de perforación
B) Sustentar las paredes del agujero C) Acarreamiento de recorte a la superficie D) Controlar el flujo de fluidos de las formaciones hacia el pozo. PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN: Los lodos de perforación para cumplir con las funciones antes mencionadas, deben de cumplir ciertas características físicas que les permitan lograr esos objetivos: A) B) C) D) E) F)
DENSIDAD VISCOSIDAD GELATINOSIDAD FILTRADO CONTENIDO DE SÓLIDOS SALINIDAD
DENSIDAD.- La determinación y control de la densidad de los lodos es especial para el desempeño de algunas funciones básicas, tales como la de evitar el flujo de fluidos de las formaciones hacia el pozo. También es necesario el valor de la densidad para poder efectuar cálculos hidráulicos, calculo de contenido de sólidos suspendidos en el lodo, de consumo de materiales para aumentar o disminuir la densidad, etc. La densidad absoluta o simplemente densidad de una sustancia, es la masa de dicha sustancia dividida entre el volumen de la misma y se expresa normalmente en (gr/cm3). La densidad del lodo nos dará una presión hidrostática la cual estará actuando en la pared de las formaciones, por eso radica la importancia de la densidad del fluido, ya que para una densidad baja, se corre el riesgo de la contaminación del fluido de perforación o el descontrol del pozo. Asimismo una densidad alta puede fracturar una formación y tener una perdida parcial o total del fluido. Él aparto utilizado mas comúnmente para la determinación de la densidad de lodos es la balanza de lodos. Adicionalmente existe el hidrómetro. VISCOSIDAD.- Se define como la resistencia interna que presenta un fluido al movimiento. La viscosidad del lodo depende de la densidad, del contenido de sólidos, de la presión y temperatura principalmente. La viscosidad del lodo permite la elevación a la superficie de los recorte de la formación. También esta afecta la velocidad de perforación, ya que aumentando el valor de esta se disminuye la velocidad de perforación. La determinación de la viscosidad se realiza mediante un embudo marsh o un viscosimetro (FANN). GELATINOSIDAD.- Es el esfuerzo de corte necesario para iniciar una velocidad de corte apreciable en un lodo y es función de las fuerzas entre las partículas, esta propiedad es una característica de los lodos tixotropicos. La tixotropia es un proceso isotérmico y reversible en el que los líquidos plásticos en reposo adquieren una consistencia gelatinosa la cual desaparece después por agitación. Esta propiedad del lodo sirve principalmente, para evitar el decantamiento (asentamiento) de los sólidos contenidos en el lodo, cuando se suspende la circulación, es decir, cuando el lodo esta en reposo evita que se asientes los recorte y demás sólidos que contiene el lodo.
FILTRADO.- Para determinar el filtrado se tomo una muestra del lodo y se somete a condiciones de presión y temperatura de operación, con el objeto de conocer la habilidad que tienen los componentes sólidos y químicos del lodo para formar una película delgada y de baja permeabilidad en las paredes del pozo. El valor del filtrado y el espesor del enjarre dependen de la concentración y naturaleza de los sólidos contenidos en el lodo. Los valores adecuados del filtrado y él enjarre del lodo varían de un área a otra dependiendo de las características petrofisicas de las formaciones perforadas. Para evitar el daño que causa el filtrado del lodo en las formaciones productoras él liquido utilizado debe ser compatible con el fluido de la formación y los minerales que la componen. El equipo para la medición del filtrado del lodo es un instrumento para pruebas de formaciones (retorta). CONTENIDO DE SÓLIDOS.- El contenido de sólidos es otra de las propiedades que debe vigilarse constantemente. El contenido de sólidos nos da una idea del tratamiento a seguir para acondicionar un lodo y así mejorar sus propiedades reológicas. También tiene una relación directa con la velocidad de perforación, ya que al aumentar el contenido de sólidos aumenta la viscosidad y diminuye la velocidad de perforación. La determinación del contenido de sólidos se realiza también con la retorta. De lo anterior se concluye que es una necesidad un laboratorio para el control de las propiedades reológicas de los lodos.
CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN: Los fluidos de perforación se pueden clasificar convenientemente en dos grupos principales: (1) fluidos base agua y (2) fluidos base aceite. Estos grandes grupos pueden subdividirse como sigue:
I) LODOS BASE AGUA. A) LODOS DE AGUA DULCE: 1.- LODOS DE ARCILLA Y AGUA SIN TRATAR. a) ARCILLAS COMERCIALES Y AGUA. b) SÓLIDOS CORTADOS DE LA FORMACIÓN Y AGUA. 2.- LODOS DE FOSFATOS. 3.- LODOS ROJOS. a) LODOS ROJOS DE BAJO PH. b) LODOS ROJOS DE ALTO PH 4.- LODOS DE CALCIO TRATADOS. a) LODOS DE CAL CON ALTO PH. b) LODOS DE CARBOXIMETILCELULOSA, ALTO PH. c) LODOS DE YESO CON BAJO PH. B) LODOS DE AGUA SALADA 1.- LODOS CON CLORURO DE SODIO 2.- LODOS CON CLORURO DE CALCIO C) LODOS CON SILICATO DE SODIO D) LODOS DE EMULSIÓN CON BASE DE AGUA. II) LODOS A BASE DE ACEITE A) LODOS BASE ACEITE B) LODOS DE EMULSIÓN CON BASE DE ACEITE. C) PETRÓLEO CRUDO. Los materiales más comunes en la preparación de los lodos base agua son la bentonita y la barita, la primera sirve para darle viscosidad y gelatinosidad al lodo y la segunda para darle peso. La bentonita puede ser sódica cuando se utiliza agua dulce y cálcica para cuando se utiliza agua salada. Los lodos base agua son sistemas inestables, ya que continuamente se modifican. Además todos los lodos base agua hidratan en mayor o menor grado las arcillas de las formaciones perforadas, provocando un rompimiento del equilibrio estable en que se encontraban en su estado natural, aunque se trata de evitar este tipo de problemas con la adición de reactivos químicos. La hidratación de las arcillas de las formaciones trae como consecuencia una serie de problemas en el pozo como puede ser el pegado o atrapamiento de la sarta de perforación, retardo en la perforación al convertirse las arcillas en plásticas, etc. Los lodos base aceite o emulsión inversa son aquellos en que la fase continúe es el aceite y la discontinua el agua. Preparándose estos con bentonita y barita, así como emulsificantes para mantener el equilibrio entre el agua y el aceite. Las principales ventajas de los lodos base aceite son las siguientes: - NO HIDRATAN LAS ARCILLAS DE LA FORMACIÓN - EL FILTRADO NO DAÑA A LAS FORMACIONES - PRODUCE UNA PELÍCULA DE ENJARRE MAS DELGADA. - LUBRICAN MEJOR LA SARTA DE PERFORACIÓN -NO SE CONTAMINA FÁCILMENTE
-NO DESLAVA TANTO A LAS FORMACIONES EVITANDO CON ELLO DERRUMBES. DESVENTAJAS: - ALTO COSTO - PROVOCA PROBLEMAS EN ALGUNOS REGISTROS GEOFÍSICOS - AUMENTA EL RIESGO CUANDO EL ACEITE UTILIZADO ES COMBUSTIBLE. TERMINACION DE UN POZO: Las terminaciones de los pozos se pueden agrupar de la siguiente manera: A) TERMINACION EN AGUJERO DESCUBIERTO. B) TERMINACION EN AGUJERO ADEMADO. TERMINACION EN AGUJERO DESCUBIERTO.TERMINACION SENCILLA CON TUBERIA DE PRODUCCION FRANCA.- Este tipo de terminación puede cumplirse cuando se tengan los requerimientos siguientes: - que la formación productora no sea deleznable. -que en el intervalo expuesto no estén próximos los Cw/o ó Cg-o. VENTAJAS: 1.- Es una terminación rápida y menos costosa que cualquier otra. 2.- El tiempo de operación es mínimo comparado con los otros tipos de terminación. 3.- Se pueden obtener grandes gastos de producción, porque se explota por la t.p. y el espacio anular. DESVENTAJAS: 1.
La T.R. de explotación queda en contacto directo con los fluidos del yacimiento, y si estos contienen sustancias corrosivas pueden dañar la tubería.
2.
Las presiones ejercidas por el yacimiento son aplicadas a la T.R. CON el riesgo de una rotura de la misma.
3.
No se pueden efectuar tratamientos o estimulaciones cuando las presiones de inyección son mayores que la presión interior que resiste la T.R.
TERMINACION SENCILLA, CON T.P. Y ACCESORIOS: este tipo de terminación se puede realizar en cualquier tipo de pozo con empacador permanente o recuperable. VENTAJAS.1.
La presión del yacimiento y la presencia de fluidos corrosivos no afecta a la tubería de ademe o de explotación.
2.
Se puede efectuar cualquier tipo de acidificación o fracturamiento, que se requiera.
3.
Es caso de que se requiera un gasto mayor se puede abrir la válvula de circulación para explotarlo simultáneamente por el espacio anular.
DESVENTAJAS.1.
Mayor tiempo para la terminación.
2.
Mayor costo por los accesorios que lleva el aparejo.
TERMINACION AGUJERO ADEMADO.SENCILLA CON T.P. FRANCA. Este tipo de terminación es igual que la terminación en agujero descubierto con t.p. franca, solo que aquí se dispara la T.R. para poder fluir el yacimiento a traves del pozo. SENCILLA CON T.P., EMPADOR Y ACCESORIOS.- Este tipo de terminación es la mas común en la actualidad, debido a su gran flexibilidad para realizar diferentes tipos de pruebas de producción en pozos exploratorios y cambios de intervalo en pozos de desarrollo. Existen otros tipos de terminación en agujero ademado que la actualidad no son muy usuales: SENCILLA SELECTIVA CON T.P. DOS EMPACADORES Y ACCESORIOS: Doble con dos T.Ps. Dos empacadores y accesorios. Doble selectiva con T.P. mas de dos empacadores y accesorios.
FLUIDOS DE CONTROL UTILIZADOS EN LA TERMINACIÓN. Para poder efectuar todas las operaciones en la terminación de un pozo es necesario que el pozo este lleno de un fluido, el cual puede ser agua dulce, agua salada, lodo, etc. Para efectuar la terminación de un pozo también se utilizan lodos especiales entre los cuales están los siguientes:
¾
FLUIDOS DE SOLUCIÓN QUÍMICA.- Están constituidos por soluciones químicas especiales que dan alta densidad, no son corrosivos y no contienen sólidos. Se pueden preparar con densidades de 1.02 hasta 1.5 gr/cm3.
¾
FLUIDOS DE CLORUROS DE SODIO.- Esta solución se utiliza como fluido empacador, la corrosión que puede causar este fluido se evita aumentado el PH, mediante sosa cáustica, cal y cromato.
¾
FLUIDOS DE CLORURO DE SODIO-SODA ASH (CAL).- Es fluido obtenido de esta mezcla no es corrosivo y se logran obtener densidades hasta de 1.28 gr/cm3:
¾
FLUIDOS DE CLORURO DE CALCIO.- Son fluidos no corrosivos, obteniendo densidades hasta de 1.47 gr/cm3.
CALOR.- Procesos térmicos AGUA.- Procesos de inyección de agua con algún aditivo químico. GAS.- Procesos miscible COMBINACIÓN DE VARIOS DE LOS ANTERIORES. PROCESOS DE INYECCIÓN DE AGUA MEJORADA.INYECCIÓN DE POLÍMEROS.- Los polímeros que se utilizan en los procesos de Rec. Mejorada son: CMC.- Carboximetil celulosa POLIACRILAMIDAS.- Parcialmente hidratadas POLISACAIDA ÓXIDOS DE POLIETILENO La función que se busca que cumplan las soluciones polímeras es la de mejorar la eficiencia de barrido horizontal. Estos trabajan sobre la relación de movilidades, disminuyendo la de la fase acuosa, sin modificar la del aceite. La movilidad de una fase se define como: (M)o,w = Mw/Mo = (Kw/µw)/(Ko/µo) = Kwµo/Koµw Características fundamentales: incrementa la viscosidad del agua. disminuye la permeabilidad efectiva al agua.
PROCESOS MISCIBLE: Miscibilidad.- Es el fenómeno físico que consiste en la mezcla de dos fluidos en todas proporciones sin que se forme entre ellos una interfase. Se dice entonces que un fluido es solvente al otro. La miscibilidad se debe a que las fuerzas de atracción de carácter electroquimico que se ejercen entre las moléculas de dos fluidos son iguales o mayores que aquellas que actúan entre las moléculas de un mismo fluido; el proceso de mezcla resultante eliminara la interfase original. El objetivo del desplazamiento miscible es un proceso de rec. Mejorada de aceite de un yacimiento es aumentar la eficiencia de desplazamiento en los poros de la roca que son invadidos, mediante la eliminación de las fuerzas de retención que actúan en todo proceso de desplazamiento con fluidos no miscibles, como lo es el de inyección de agua. Estas fuerzas se deben al fenómeno de presión capilar (capilaridad), originando que gran parte del aceite que entrampado en los poros de la roca almacenadora. La presión capilar es la presión diferencial que existe en la interfase de dos fluidos. Las fuerzas de tensión interfacial se le llama cuando un fluido esta en contacto con el aire. Las fuerzas de tensión superficial son el resultado de las interacciones de carácter electroquimicos entre las moléculas próximas a la superficie de un liquido y se explican mediante la teoría de la atracción molecular. Expresando lo anterior mediante un tubo capilar se tiene que: σ = (rρgh)/(2cosθ) DONDE :
CAPITULO-IV REGISTROS GEOFÍSICOS: En el año de 1927/sep en el sur de Francia, el Sr. Schlumberger tomó el primer registro (curva de resistividad) con el objetivo de identificar los minerales de la corteza terrestre. Un registro geofísico es la representación gráfica de una propiedad física de la roca con relación a la profundidad. Al observar los resultados que se obtuvieron, se extendió su aplicación en los pozos petroleros. CLASIFICACIÓN DE LOS REGISTROS De acuerdo a su principio de funcionamiento estos se pueden dividir en cuatro grupos principales: REGISTROS DE RESISTIVIDAD: A) INVESTIGACIÓN PROFUNDA (Rt) ELÉCTRICO INDUCCIÓN ELÉCTRICO ENFOCADO B) INVESTIGACIÓN SOMERA (Rxo) MICROELECTRICO (MICRO-LOG) MICROELÉCTRICO ENFOCADO. (MICRO-LATEROLOG). MICROPROXIMIDAD (MPL) MICRO ENFOCADO ESFÉRICO (MSFL) REGISTROS ACÚSTICOS: SONICO DE POROSIDAD COMPENSADO (BHC) SONICO DE AMPLITUD. DENSIDAD VARIABLE (VDL) BHTV (BORE HOLE TELEVIWER) REGISTROS RADIOACTIVOS: RAYOS GAMMA-NEUTRON (RGN) RAYOS NEUTRÓN DE POROSIDAD (SNP) NEUTRÓN COMPENSADO DE POROSIDAD (CNL) DENSIDAD DE FORMACIÓN (FDC) LITODENSIDAD ((LDT) ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMMA (GNT) TIEMPO DE DECAIMIENTO TERMAL (TDT) REGISTROS MECÁNICOS REGISTROS DE DESVIACIONES REGISTRO DE TEMPERATURA. PRODUCCIÓN GRADIOMANOMETRO MOLINETE HIDRAULICO REGISTRO DE ECHADOS CALIBRACIÓN DE AGUJERO.
OTRA CLASIFICACIÓN PRACTICA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS ES: A) REGISTROS QUE MIDEN LA ENERGÍA PROPIA DE LAS ROCAS: SP, RG, ETC. B) LOS QUE REQUIEREN UN EMISOR Y UN RECEPTOR. El muestreo mínimo para un registro es de 6” (distancia mínima entre emisor y receptor).
PROPIEDADES DE LAS ROCAS A MEDIR POR LOS REGISTROS: POROSIDAD (θ) SATURACIÓN DE AGUA (Sw) DENSIDAD (ρ) PERMEABILIDAD (k) CONDUCTIVIDAD ( C) RESISTIVIDAD (R) RADIOACTIVIDAD NATURAL DE LAS ROCAS TRANSMISIÓN DE ONDAS ACÚSTICAS. TEMPERATURA CONTENIDO DE HIDROCARBUROS.
REGISTRO DEL POTENCIAL ESPONTANEO: El potencial espontáneo de las formaciones en un pozo (SP), se define como la diferencia de potencial que existe entre un electrodo colocado en la superficie del suelo y otro electrodo móvil en el lodo dentro del pozo. En la práctica, la medida del SP se obtiene mediante un electrodo, que va en la misma sonda con que se obtienen simultáneamente otros registros, y un electrodo colocado en la superficie en un medio húmedo que bien puede ser la presa de lodos de perforación o un agujero en las vecindades del camión de registros. En la interpretación del registro del SP, la línea correspondiente a las lutitas, que por lo general se mantiene prácticamente constante, se le llama línea base de lutitas, y es a partir de esta línea de referencia que se hacen las lecturas del potencial frente a las capas porosos y permeables, o sea que la curva del SP en el registro no tiene punto cero. El potencial puede ser negativo o positivo, según que la curva se desplace hacia a la izquierda o a la derecha de la línea base de las lutitas. La curva del SP permite la determinación de las capas porosas y permeables; sin embargo, no necesariamente se obtienen valores de estos parámetros, directamente del SP. La curva del potencial espontáneo permite determinar: ¾ ¾ ¾ ¾ ¾
Capas permeables. Límites de capas Correlación de capas. Determinación de la resistividad del agua intersticial de las formaciones. Cualitativamente conocer el contenido de lutita en una capa.
SP donde:
=
- K log Rmf Rw
.......................................(1)
¾ ¾ ¾ ¾
Rmf Rw K SP
= = = =
Resistividad del filtrado del lodo. Resistividad del agua de formación. Constante = 60 + 0.133 T Potencial espontáneo.
T(ºF)
Condiciones favorables para un buen registro del SP. Espesores mayores a 5 m. Porosidad intergranular Diámetro del agujero de 7 5/8”. Formaciones adyacentes 100 % lutita y 100 % saturadas de agua salada. No registrar con corrientes eléctricas, no usar radio. Mide las corrientes eléctricas que se producen dentro del agujero, debido al contacto de diversos fluidos con salinidades diferentes.
RESISTIVIDAD DE LAS FORMACIONES: Se define la resistividad de cualquier conductor como la resistencia de una muestra de material o sustancia de que se trate, de área y longitud unitarias y sus unidades son Ohm(m²/m). La resistividad es una de las propiedades de la roca mas comúnmente usadas en la interpretación de registros. Por medio de la resistividad se pueden determinar parámetros importantes de los yacimientos, tales como la saturación de fluidos y porosidad de la formación. Las resistividades que comúnmente tienen las rocas almacenadoras de los hidrocarburos y formaciones asociadas, en los campos mexicanos, son del siguiente orden: lutitas Arenas con agua salada Arenas con aceite Calizas
de 1 a 10 Ohms-m menores de 0.5 Ohms-m de 1 a 100 Ohms-m de 10 a 500 Ohms-m o más.
CONDUCTIVIDAD.- es el inverso de la resistividad. En la perforación de un pozo con el filtrado del lodo al yacimiento se modifican las condiciones de los fluidos contenidos en el mismo. el registro eléctrico nos permite realizar las mediciones a las áreas invadidas por dicho filtrado clasificando esta como sigue: Rxo.Rmf.Ri.Rt.Ro.Rm.Rs.Rz.-
resistividad de la zona lavada. resistividad del filtrado del lodo. resistividad en la zona transicional. resistividad verdadera de la formación. resistividad de la roca 100 % invadida por agua resistividad del lodo. resistividad de las capas adyacentes. resistividad de una mezcla de electrolitos. (zona invadida o sin invasión)
FACTOR DE FORMACIÓN: El factor de formación se define como el cociente que resulta de dividir la resistividad de una roca 100 % saturada con agua salada entre la resistividad del agua que la satura.
F = Ro / Rw
.............................................................(2)
donde: F = Factor de formación Ro = Resistividad de la formación 100 % saturada con agua salada. Rw = Resistividad del agua salada que satura la roca. Por lo que respecta para él calculo del factor de formación en la zona barrida por el filtrado del lodo, este se puede determinar por la siguiente ecuación:
F
=
Rxo / Rmf ...................................................(3)
Rxo Rmf
= =
Resistividad en la zona lavada Resistividad del filtrado del lodo.
donde:
En 1942 Archie mediante pruebas de laboratorio determino que el factor de formación puede representarse como:
F
=
a/φm
a φ m
= = =
factor de cementación porosidad tortuosidad de la porosidad.
....................................................(4)
donde:
También se ha demostrado que el valor del factor de formación puede ser expresado por las siguientes ecuaciones:
F F F
= = =
0.81 / φ2 0.62 / φ2.15 1 / φ2.15
arenas .......................(5) areniscas .......................(6) carbonatos .......................(7)
ÍNDICE DE RESISTIVIDAD: El índice de resistividad de una formación se define como el cociente que resulta de dividir la resistividad de la roca saturada con agua salada e hidrocarburos, entre la resistividad de la roca 100 % saturada con agua salada.
I
=
Rt /Ro
.................................................…..(8)
donde: I es el índice resistividad. Posteriormente Archie en pruebas de laboratorio encontró una relación entre el índice de resistividad (I) y la saturación de agua (Sw).
Sw
=
[Ro / Rt]1/n ........................................……….(9)
en donde (n) es un exponente que tiene un valor muy cercano a 2. de manera que la ecuación (9) también se puede escribir como:
Sw
=
[Ro / Rt]1/2
.........................................(10)
o bien, puesto que Ro = F Rw : Sw
=
[F Rw / Rt]1/2
.........................................(11)
REGISTRO DE INDUCCION: Diseñado para medir la resistividad de la formación, operando en pozos con lodo base aceite, consiste en un sistema formado por varias bobinas transmisoras y receptoras, opera con ventajas cuando el fluido del pozo no es conductor, aun en aire o gas, pero él aparato funciona perfectamente también cuando el pozo tiene lodos conductor.
REGISTRO SONICO CONVENSIONAL: Su principio de medición se basa en la velocidad del sonido a través de las formaciones, y se constituye de un transmisor y un receptor.
φS
=
(∆t)reg (∆t)liquido -
(∆t)matriz (∆t)matriz
En la siguiente tabla se presentan algunos valores muy comunes en los yacimientos petroleros:
Cuerpo
Vmatriz
(∆t)matriz
arenas calizas dolomitas agua
(ft/seg) 18,000 21,000 23,000 5,290
(µseg/ft) 55.5 47.3 43.5 189.0
REGISTRO DE RAYOS GAMMA: Mide la radioactividad natural de las formaciones, pozo ser registrado en pozo ademado, se utiliza en lugar del registro del potencial espontaneo, permite definir estratos, se utiliza en la afinación de los disparos, su principio de medición le permite detectar el POTACIO, TORIO Y URANIO, los cuales se presentan en forma natural en los yacimientos. A últimas fechas se aplica en procesos de Recuperación Secundaria.
REGISTRO DE ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMMA: Separa la intensidad de la radioactividad del TORIO, POTACIO Y URANIO. Permite determinar el porcentaje de arcillas contenido en una formación, determina fracturas selladas por oxido de sodio.
REGISTRO DE DENSIDAD DE FORMACIONES COMPENSADO (FDC) Se utiliza generalmente como perfil de porosidad, permite identificar a los minerales, detecta zonas con gas (C-g/o). La herramienta esta constituida y con un transmisor y dos receptores. MATERIAL areniscas calizas dolomias
ρ matriz (gr/cc) 2.65 2.71 2.83
REGISTROS DE PRODUCCIÓN Y PRUEBAS DE FORMACIÓN: Para poder caracterizar correctamente un yacimiento es necesario conocer las propiedades del medio poroso en el que se encuentra la acumulación de hidrocarburos, permeabilidad de la formación, porosidad, Compresibilidad total de la formación, Ct, etc.
Si las propiedades anteriores son determinadas en forma in-situ, o condiciones reales del yacimientos, son de mayor utilidad en los estudios de caracterización de los yacimientos. Lo anterior se puede lograr mediante realización de pruebas de formación y/o pruebas de producción: PRUEBAS DE FORMACIÓN: El objetivo de este tipo de pruebas consiste en determinar las propiedades del o los yacimientos que se encuentran en la perforación de un pozo, como son la permeabilidad, k, factor de daño, s, tipo de fluidos en el yacimiento, etc. Con la sarta de perforación, empacadores y válvulas de fondo se puede realizar la prueba de formación, DST, sin embargo al añadir más herramientas se amplia la eficiencia y versatilidad del equipo de prueba. Esta herramienta puede ser la siguiente, partiendo del fondo hacia la superficie: ♦ ♦ ♦ ♦
♦ ♦
El bullnose o tapón nariz es la parte mas baja de la sarta. Sirve como guía y protege las herramientas colocadas por encima. Los registradores de presión, para medir la presión de fondo vs. tiempo, existen mecánico y electrónicos. Se baja un mínimo de dos en la sarta. Estos registradores pueden ser bajados en porta registradores o bien ser colocados dentro de la sarta de perforación, Un tubo ranurado o tubería de producción ranurada, filtra los fluidos producidos; en cierto tipo de pruebas (agujero descubierto) también puede soportar el peso aplicado a la sarta. El empacador ofrece un sello entre el espacio anular y la formación y en algunos casos soportar el peso de la sarta. Algunas condiciones de agujero descubierto pueden requerir el uso de dos o más empacadores. existen empacadores permanentes y recuperables para agujero descubierto o ademado. La junta de seguridad es una herramienta que por medio de rotación a la izquierda de la tubería permite que se recupere la sección de la sarta ubicada encima del empacador, por si se llega a quedar atorada la sección de abajo. Los martillos hidráulicos de perforación son parte importante de la sarta. Al atorarse el empacador o la cola de la sarta, los martillos hidráulicos ofrecen una posibilidad de golpeo hacia arriba para ayudar a liberar la sarta.
Se pueden bajar varias herramientas auxiliares entre el empacador y la válvula de fondo, dependiendo del tipo de sarta que se requiera en la prueba. La principal es la válvula de by-pass, que sirve para: •
Minimizar los efectos de compresión o pistoneo de los fluidos de la formación: Ya que el empacador tiene un diámetro externo muy próximo al diámetro interno de la tubería de revestimiento o del agujero descubierto, se generan efectos de pistón mientras se saca la tubería. La herramienta proporciona una ruta para los fluidos de perforación o terminación se desvíen a través del empacador hacia el espacio anular, mientras se baja en el pozo (o en la dirección opuesta sacándose la sarta). La válvula by-pass permanecerá cerrada durante la prueba.
•
Igualar la presión: Al final de la prueba, la presión diferencial tiende a mantener anclado el empacador. Para limitar una sobretensión al final de la prueba de by-pass se abrirá e igualará la presión por encima y por debajo del empacador; por lo tanto, sólo deben superarse fuerzas mecánicas. Al entrar los sellos multi V en el empacador permanente, también se requiere que la válvula de by-pass permita que los fluidos se desplacen hacia el espacio anular. De no hacer esto, puede ocurrir un incremento de presión impidiendo que la unidad de sellos asiente adecuadamente.
SARTA TÍPICA DE PRUEBA DE FORMACIÓN: El diseño de la sarta encima de la válvula de cierre de fondo es muy importante. Los primeros elementos son los drill collars que proporcionan peso para la operación de algunas herramientas de fondo, por ejemplo: empacadores, válvulas de fondo, etc. Encima de la válvula de cierre de fondo se colocan válvulas de circulación. Estas válvulas ofrecen un medio para desplazar cualquier fluido producido antes de levantar la sarta. Durante la prueba, la sarta podrá contener fluido de colchón o hidrocarburos producidos. Esos fluidos deberán ser circulados hacia afuera antes de levantar el aparejo de prueba. Para permitir el desplazamiento de estos fluidos, se coloca una válvula de circulación lo más abajo posible de la sarta; ésta se abre al final de la operación, de manera que el contenido de la sarta pueda ser desplazado. Para redundancia, se usan dos válvulas de circulación con diferentes sistemas operativos; por lo tanto si una se tapa o falla, existirá un respaldo. Es muy importante la colocación de las válvulas de circulación. La válvula de circulación más baja se separa de la válvula de cierre de fondo (normalmente por una lingada de drill collars) en el caso que se produzca arena u otro sólido, normalmente se coloca otra lingada de drill collars entre las dos válvulas de circulación. Pueden requerirse drill collars para añadir peso sobre las válvulas de circulación.
PRUEBAS DE IMPULSO: Es una prueba rápida y simple en la que el pozo no fluye a la superficie. Es una técnica nueva que proporciona valores confiables de presión de formación para la definición de parámetros como la permeabilidad y el factor de daño. Los productos de prueba de impulso, también pueden ser utilizados para evaluar características de yacimientos en las cercanías del pozo, tales como fracturas. El procedimiento de prueba de impulso es relativamente fácil y extremadamente rápido. Primero se pone el pozo en producción durante tres o cuatro minutos. Después se cierra por un período de 6 a 20 veces la longitud del tiempo de producción. Sólo un pequeño volumen de fluido es extraído de la formación durante el corto período de producción o impulso, y por lo tanto la perturbación de presión resultante generada en el yacimiento es pequeña. Sin embargo, utilizando medidores de presión de alta resolución es posible estudiar los pequeños cambios en la respuesta de la presión del yacimiento durante el período de incremento. Cuando se realiza una prueba de impulso, se asume que instantáneamente se ha sacado del yacimiento durante el periodo de producción o impulso una cantidad de volumen de fluido. La teoría muestra que los cambios de presión en el yacimiento resultantes de la extracción instantánea de fluido de la formación son proporcionales a la derivada de la respuesta de decremento de presión del yacimiento. Una gráfica de la respuesta de presión del yacimiento contra la corta producción por impulso muestra, en realidad, que la eliminación de una unidad de volumen de fluido no es instantánea pero requiere un tiempo de duración finito (tp). Esto produce cambios de presión en el yacimiento que, inicialmente, no sigue la teoría y no se superponen a la curva derivada de presión. Sin embargo, estos efectos se disipan con bastante rapidez, y en general, la respuesta de presión se superpone a la curva derivada de presión cuando el tiempo de incremento excede tres veces el tiempo de producción.
Para usar la información de la prueba de impulso en análisis, se debe modificar la respuesta de presión medida de manera que pueda compararse con unidades publicadas de curvas tipo adimensionales. Esto se logra multiplicando los cambios de presión observados durante el periodo de incremento (∆p) con el tiempo transcurrido desde el inicio del mismo (∆t). Además los cambios de presión durante el periodo de producción (∆p) se multiplican por tiempo de producción (tp). Por datos de presión así transformados son graficados versus el tiempo durante el incremento en escalas de coordenadas doble logarítmicas, y luego la gráfica puede compararse con curvas tipo de decremento seleccionadas para obtener parámetros del yacimiento. Sin embargo, se prefiere la interpretación convencional. Durante el análisis con curvas tipo, la curva de presión adimensional se compara con las presiones del período de decremento y las derivadas adicionales se comparan con el transciente de presión de cierre. El procedimiento de pruebas de impulso incluye: ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾
Abrir la válvula de fondo. Abrir el pozo en superficie. Monitorear las presiones durante diez minutos. Disparar las pistolas. Fluir el pozo durante un mínimo de dos minutos, debe llevarse un registro exacto de la hora del disparo, del tiempo de cierre y el volumen preciso de fluido extraído del pozo. Cerrar la válvula de fondo. Registrar el incremento de presión durante por lo menos 10 veces el tiempo del impulso del flujo.
HERRAMIENTA DE CIERRES MULTIPLES MOST La herramienta MOST es una válvula de cierre en el fondo de ciclos múltiples que se puede usar en casi todos los tipos de niples, debido a que contiene un mandril de acoplamiento. La herramienta funciona en dos etapas. • •
La válvula se baja en el pozo con línea de acero y se coloca en el niple Después de recuperar la línea de acero, la herramienta, el registrador y el actuador se bajan juntos con el cable eléctrico. (para lecturas en superficie en tiempo real) ó con línea de acero (para registro de fondo) y se engancha en el mandril MOST.
La herramienta MOST puede llevar a cabo hasta 12 periodos de cierre preseleccionados antes de que el actuador se desenganche del mandril. La herramienta puede soportar presiones diferenciales hasta de 5,000 psi. por la parte inferior o superior.
HERRAMIENTA MOST MEDIDORES MEDIDOR DE RESISTENCIA CANAL DE PRESION MAXIMO 15,000 PSI PRESICION +/- 7.5 PSI RESOLUCION 0.02 PSI CANAL DE TEMPERATURA VOLUMEN 350 ºF (175ºC) PRESICION +/- 0.9ºF (0.5ºC) RESOLUCION +/- 0.1ºF (0.06ºC) SERVICIO SULFIDRICO PRESION DIF. 5000 PSI EN AMBAS DIRECCIONES
M. DE CUARZO 11,500 PSI. 0.035 % DE LECTURA 0.02 PSI IDEM. +/- 0.6ºF (0.3ºC) +/- 0.6ºF (0.03ºC)
CAPITULO-V ASPECTOS PRÁCTICOS DE LA INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN: APAREJOS DE PRODUCCIÓN: Un aparejo de producción esta constituido principalmente por la tubería de producción y sus accesorios del aparejo de producción, estos últimos están en función del tipo de terminación que se vaya a diseñar y serán tan abundantes como las necesidades o riesgos que pueda ocasionar la explotación del pozo (presión del yacimiento y tipo de fluido). TUBERÍA DE PRODUCCIÓN.- Esta en función directa de los gastos que maneje el pozo, y puede ser de un solo diámetro o de diferentes, según sean las condiciones de presión del yacimiento y condiciones de explotación CAMISA DESLIZABLE O VÁLVULA DE CIRCULACIÓN.- Por medio de ella se obtiene una circulación directa entre la tubería de producción (t.p.) y la tubería de revestimiento (t.r.), su función principal se presenta en la inducción del pozo, por medio de la cual se permite cambiar el fluido de control para aligerar la columna hidrostática del pozo, para inducir a la producción el mismo. NIPLE DE ASIENTO.- Es otro de los accesorios que se introducen en los aparejos de producción de cualquier tipo de pozo (inyector o productor), y sirven para colocar un tapón para abandonar intervalos invadidos de agua o bien para colocar herramientas especiales de registros de presión con cierre en el fondo. JUNTA DE SEGURIDAD.- Sirve para desconectar la tubería de producción, por lo cual debe colocarse inmediatamente después del empacador, están juntas pueden ser operadas por tensión o por rotación a la derecha de la t.p., todo depende del tipo de junta. CAMISA DE EXPANSIÓN.- Su función consiste en absorber las elongaciones o contracciones de la tubería de producción, para que el mandril sellador (multi-v) del empacador no se salga de este y se pueda tener una comunicación con el espacio anular. La t.p. en pozos profundos, sufre elongaciones o contracciones por cambios de temperatura a la que se somete durante su tratamiento con ácido, así como por expansión o presión interna. UNIDADES SELLADORAS.- O MULTI-V.- La posición de esta es enfrente del empacador, la cual como su nombre lo indica tiene la función principal de sellar entre el empacador y la tubería de producción, para evitar la comunicación entre los mismos. ZAPATA GUÍA.- Esta va ubicada en la punta del aparejo de producción y su función principal es la de facilitar él enchufe con el empacador.
PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN DE FLUIDOS, BATERÍA DE SEPARACIÓN.
Existen dos tipos principales de separadores; verticales y horizontales. Estos se usan de acuerdo a las características de los fluidos del yacimiento que se producen, (relación gas-aceite y el porcentaje de agua). Por lo cual se le conocen como separadores bifásicos o trifasicos. Su diseño se basa principalmente mediante estudios de laboratorio (análisis PVT) y condiciones que se deseen para el manejo de los hidrocarburos. El principio básico de los separadores, radica en la distribución de los fluidos producidos, los cuales se basan en la diferencia de densidades del agua, aceite y gas. SEPARACIÓN DEL ACEITE Y GAS.- Se puede realizar en una o varias etapas, como ya misionó con anterioridad, depende de la presión del yacimiento y de la cantidad de gas que se maneje, RGA. La presión de entrada y salida al separador esta fijada de acuerdo a las necesidades del transporte del mismo, esto es, si el aceite va a ser conducido hacia un tanque de almacenamiento, una refinería o una tubería superficial. SEPARACIÓN DEL AGUA Y EL ACEITE.- Muchas ocasiones el agua se presenta en forma emulsificada en aceite y es necesario efectuar un tratamiento especial, sobre todo en aceite de exportación, donde no se permiten porcentajes de agua mayor al 2 %. Esto se puede llevar acabo mediante adición de reactivos químicos, los cuales tienen como objetivo principal romper la emulsión entre el aceite y el agua, luego se calienta la mezcla y posteriormente se lleva a un deshidratrador eléctrico. Los deshidratadores eléctricos se dividen en cuatro tipos: A) TRATADOR DE ELECTRODO DE DISCO GIRATORIO B) TRATADOR DE FLUJO HORIZONTAL (H.F.) C) TRATADOR DE CAMPO CONCENTRADO (C.F.) Y D) TRATADOR DE ANILLO CONCÉNTRICO. Los tratadores se seleccionan de acuerdo al tipo de emulsión que se tenga, la cual depende de la densidad y viscosidad de la emulsión, tensión interfacial entre las fases y la distribución de los glóbulos de agua. El principio radica, que en cuando las gotitas de agua de una emulsión, del aceite-agua, se sujetan a la influencia de un campo magnético de alto potencial, cada partícula de agua dispersa se carga por inducción. Esta carga la retiene la partícula de agua, mientras se aplica el campo eléctrico porque la gotita de agua esta rodeada de un campo no conductor, que es la fase de aceite de la emulsión. La carga inducida causa una reorientación polar de las moléculas en la capa absorbida que forma la película o limite entre fases de aceite y agua, que da por resultado una disminución de la estabilidad de las partículas de agua. Con la estabilidad de la emulsión así disminuida, la unión de las gotitas de agua se facilita por atracción mutua con las particular de agua adyacentes que bajo de la influencia del campo eléctrico aplicado, tienen una tendencia a alinearse entre los electrodos con las porciones de carga diferentes de las partículas de agua adyacentes que están muy próximas unas de las otras.
CONDUCCIÓN DE FLUIDOS EN SUPERFICIE, PRINCIPALES PROBLEMAS. La conducción de los fluidos en superficie se inicia cuando la producción de un pozo llega a la boca del mismo, posteriormente esta puede entrar a un ramal de producción o a una batería de separación, siguiendo su camino a baterías de rebombeo (sí es necesario), separadores, tanques de almacenamiento y/o medición. El primer problema que se presenta es a la boca del pozo y ocurre cuando la presión que se maneja en la línea de descarga es mayor o igual a la presión que se tiene en el mismo y se puede presentar una igualación de presiones, en cuyo caso no fluye el pozo, y en caso extremo ocurre un contraflujo de la línea al yacimiento. Otro problema muy común es cuando en un ducto o poligasoducto, se presentan variaciones en su relieve, conjuntados con la variación de presión y temperatura, de los fluidos transportados, ocasionan cambios considerables en su composición y se pueden ocasionar un flujo multifasico (gas-aceite-agua), o en las zonas de bajo relieve asentamientos de aceite y/o agua los cuales ocasionan perdidas de presión adicionales. Los cuales se solucionan con una corrida de diablo, la cual provoca retrasos en el manejo de la producción.
CORROSIÓN: - Es el deterioro que sufre un metal con el medio que lo rodea - Tendencia de los metales a pasar a su estado natural. - Destrucción gradual de un metal por reacción química o electroquímica Los requisitos para que se inicie la corrosión son: 1.
Un electrolito formado por una solución (agua con iones disueltos).
2.
Un ánodo, es el electrodo metálico que se corroe en la interfase metal-electrolito.
3.
Un cátodo, electro metálico que se protege de la interfase.
4.
Un conductor externo, metal que conecta al ánodo con el cátodo (generalmente la misma tubería).
MÉTODOS PARA EL CONTROL DE LA CORROSIÓN: 1.
Selección de metales: aleaciones con Ni, Cr, Mo, Al.
2.
Empleo de materiales no metálicos: Plásticos, cerámica, cemento, fibra de vidrio, asbesto, resinas.
3.
Uso de recubrimientos.
4.
Uso de inhibidores.
5.
Remoción de gases corrosivos.
6.
Protección catódica con ánodos de sacrifico (Zn, Mg).
ÁNODO.- electrodo de una celda electrolitica en el que ocurre una reacción de oxidación. CATODO.- Electrodo en el que ocurre una reacción de reducción. ION.- Átomo o grupo de átomos cargados eléctricamente ELECTROLITO.- Es un conductor ionico.
DEPÓSITOS O INCRUSTACIONES DE SALES: Los depósitos o incrustaciones de sales, se forman por la cristalización y precipitación de minerales. Las causas principales son: Abatimiento de presión. Cambios de temperatura. Mezclas de aguas incompatibles. Supersaturación (Sulfuro de fierro, Carbonato de fierro, Oxido de fierro)
TIPOS DE INCRUSTACIONES: Carbonato de calcio Yeso Sulfato de bario Cloruro de sodio Anhidrita.
FORMA DE IDENTIFICACIÓN: Por difracción de rayos X Por análisis químico Por adición de HCl
MÉTODOS MECÁNICOS DE REMOSION: Perforaciones. Escariadores (T.P., T.R., agujero abierto) Diablos (línea de descarga)
MÉTODOS DE REMOCIÓN QUÍMICA: Con agua dulce Con ácido Clorhídrico, cítrico o acético. PREVENCIÓN: Uso de inhibidores en tratamientos forzados a la formación o inyección continua por el espacio anular. DEPÓSITOS ORGÁNICOS ASFÁLTENOS PROBLEMÁTICA TRATAMIENTO CORRECTIVO PREVENTIVO SOLVENTES
Material sólido de color negro, no cristalino, contenido en suspención coloidal en algunos aceites crudos. Por efecto de la liberación de gas disuelto se depositan en la T.P. restringiendo el área de flujo. Limpieza de los aparejos de producción, de 3 ½”, mediante la inyección de un solvente, a través de tubería flexible de 1 ¼”, con trompo dispersor en su extremo. Inyección continua de un solvente a través de una tubería de acero inoxidable de 3/8”, flejada a la T.P. Electromagnetismo. BENCENO XILENO TOLUENO AROMINAS* AROMÁTICOS PESADOS.
* Seleccionado por su disponibilidad, costo y mayor índice de seguridad durante su manejo
DEPÓSITOS ORGÁNICOS PARAFINA PROBLEMÁTICA
Compuesto sólido, blanco, inodoro e insipido, formado por una mezcla de hidrocarburos como el C18H38 y mas pesados. Por reducción en la temperatura se deposita la parafina en los siguientes puntos: T.P. Línea de descarga. Baterías de separación.
Se reduce la producción y aumentan los costos de operación y mantenimiento. TRATAMIENTO CORRECTIVO PREVENTIVO
Las L.D. se limpian con inyección de aceite caliente. Las T.P. para su limpieza se extraen de los pozos. Inyección continua de inhibidores, empleo de tuberías de plástico, uso de fluidos gelificados como aislante térmicos en el espacio anular. electromagnetismo.
HIDRATOS DE HIDROCARBUROS Son compuestos cristalinos opacos, formados por la combinación química del gas natural y el agua. Tienen la apariencia de hielo o de nieve. PROBLEMÁTICA
TRATAMIENTO
Se forman por decremento de temperatura de los gasoductos o debido a una expansión brusca del gas, como en estranguladores y placas de orificio. Obstruyen el flujo e interfieren con la operación de medición y el equipo de regulación. Calentar el gas. Controlar las presiones. Separar y deshidratar el gas cerca del pozo. Inyectar inhibidores como el metanol, dietileno glicol, etc.
SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCION: Cuando a un pozo se le termina la energía natural del yacimiento y la producción no puede llegar a la superficie se requiere de la instalación de métodos artificiales de producción, los más usuales son: A) BOMBEO MECÁNICO: Entre los dispositivos mecánicos empleados se encuentran los siguientes: 1.- Bombas de desplazamiento de embolo accionadas por varillas.
2.- Bombas de desplazamiento accionadas por fluidos y 3.- Bombas centrifugas. Un gran porcentaje de todos los pozos productores hoy en día están equipados con bombas de embolo operadas por varillas. Las bombas de este tipo son adaptables a una gran variedad de condiciones, especialmente a las que son características del último periodo de productividad de los pozos cuando el régimen de producción es comparativamente pequeño y algunas veces por condiciones de seguridad, esto es, cuando existen pozos en zonas pobladas, Poza Rica, Ver.
B) BOMBEO NEUMÁTICO (gas lif): El principio por el cual operara este sistema artificial de producción consiste en elevar el fluido de un pozo mediante la inyección de a través de la tubería de producción y el espacio anular. El gas inyectado gasifica al liquido del pozo (aceite y/o aceite más agua), con la finalidad de aligerar la columna hidrostática del mismo, disminuyendo consecuentemente la contra presión en el fondo del pozo. El gas puede inyectarse en forma continua o intermitente, esto dependerá de las condiciones de presión media del yacimiento y permeabilidad principalmente. Entre los accesorios principales de este mecanismo de bombeo se tienen los mandriles y las válvulas de bombeo neumático.
MANDRILES: Es un accesorio que se instala en la tubería de producción, En el cual se conecta la válvula de bombeo neumático. Se cuenta con un mandril convencional donde la válvula de bombeo neumático se instala conforme la tubería de producción es introducida al pozo. De esta manera cuando se daña dicha válvula, es necesario recuperar el aparejo de producción para cambiar la misma. Otro tipo de mandil es el de conexión lateral, el cual permite la instalación o desmantelamiento de la válvula de bombeo neumático con línea de acero. VÁLVULA DE BOMBEO NEUMÁTICO: Permite la inyección del gas al liquido para llevar este hasta la superficie. Se abre o se cierra mediante una diferencial de presión. C) BOMBEO ELECTROCENTRIFUGO Se compone de un motor eléctrico, formado por una serie de paletas o alabes rotatorios que propician un movimiento centrifugo para llevar el fluido a la superficie. Puede producir gastos hasta de 90,000 BPD. y opera con corriente de 60 Hz, puede diseñarse para operar en presencia de H2S y CO2, profundidades de hasta 12,000 pies y temperaturas de 350°F.
D) BOMBEO HIDRAULICO. Bombea el aceite de los pozos empleando una bomba en el fondo sin utilizar varillas de succión, como en el caso del bombeo mecánico. Las bombas hidráulicas de fondo están constituidas por dos bombas reciprocantes ubicadas en el fondo. Una bomba funciona como motor y impulsa a la otra bomba, que es la de producción. La potencia en la superficie se suministra con una bomba estándar. El motor de fondo opera con aceite crudo limpio, el cual se succiona de un tanque de almacenamiento a través de bomba triplex. Si se emplea una sola tubería de producción, el aceite se bombea por esta hacia la bomba motora y la mezcla de este con el aceite del pozo viaja por el espacio anular. Si se emplean dos tuberías, una lleva el aceite impulsor y la otra la mezcla de ambos aceites.
ÁREA DE FLUJO CONEXIÓN
2 3/8, 2 7/8, 3 1/2, 4, 4 1/2”. 33 PULGADAS (83 cm)
PRUEBAS DE PRESION: Existe una gran variedad de pruebas de presión, las cuales están clasificadas de acuerdo a las propiedades de la formación que se deseen medir y al tipo de hidrocarburo que se tenga en el yacimiento, están se pueden clasificar de la siguiente manera: ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾
Pruebas de decremento de presión. Pruebas de incremento de presión. Pruebas a gasto variable. Pruebas de límite de yacimiento. Pruebas isocronales. Pruebas fall-off Pruebas de interferencia.
MÉTODOS DE ANÁLISIS: Método de Horner. Método muy empleado hasta fechas recientes, el cual permite determinar el valor de la permeabilidad, mediante la elaboración de una gráfica de la presión de fondo fluyendo o cerrado, vs. (Tp +∆T/∆T) Método de MDH Curvas Tipo Deriva de la presión. (Bourdet, 1983) Uso de computadoras.
CAPITULO VI ANALISIS ECONOMICO DE PROYECTOS DE INVERSION 6.1) VALOR DEL DINERO CON RELACIÓN AL TIEMPO: El dinero siempre genera utilidades a una cierta tasa de interés si se ha invertido durante un cierto período de tiempo. Por lo que un peso de ahora no tiene el mismo valor que dentro de un año. Es esta relación entre interés y tiempo la que conduce y desarrolla el concepto de “el efecto del tiempo en el valor de la moneda”. o “el valor del dinero con relación al tiempo”. De lo anterior se concluye fácilmente, que el hecho de que el dinero tenga un valor en el tiempo significa que iguales cantidades de pesos pero en distintos puntos en tiempo tienen diferente valor, siempre y cuando se maneje una tasa de interés que pueda devengar esté por encima del cero. Esta relación entre el dinero y el tiempo se puede apreciar gráficamente en las siguientes figuras:
$1 0 1 2 3
$ 1 + interés n-1 n
Valor del dinero recibido al año cero y al año “n”
0 1 2 3
$1 n-1 n
Valor del mismo dinero recibido al año “n”. Es necesario argumentar que el dinero tiene también un valor en el tiempo debido a que el poder adquisitivo de un peso cambia a lo largo del tiempo. La cantidad de bienes que puede adquirir durante períodos de tiempo de inflación con una suma específica de dinero se ve disminuida a medida de que el tiempo transcurre y por lo regular las tasas de interés siempre están muy por debajo de la inflación.
6.2) Diagramas de flujo de caja o de capital: Sirven para identificar y registrar los efectos económicos de diversas alternativas de inversión, se usan como descripción gráfica de las transacciones monetarias involucradas en cada una de las etapas de un proyecto de inversión. En el diagrama de flujo se representa cualquier tipo de ingreso recibido durante un período con una flecha vertical que apunte hacia arriba (un aumento de caja), la altura de la flecha debe ser proporcional al capital manejado. De manera similar los desembolsos o inversiones se representan con una flecha vertical hacia abajo (disminución de caja).
Ejemplo:
Una empresa arrendadora adquiere 5 vehículos a un costo de $60,000.00 cada uno, en el tiempo cero, los estudios financieros indican que durante los primeros 4 años recibirá un total del 50 % del capital invertido por período y los gastos de mantenimiento serán del 5 % del valor del cada vehículo/año. Represente en forma gráfica el flujo de caja y el flujo neto efectivo. Diagrama de flujo de caja: $150,000 $150,000 $150,000 0
1 $ 15,000
2
3
$150,000 4
$ 15,000 $ 15,000 $ 15,000
$ 300,000 Diagrama de flujo neto efectivo: $ 135,000 $ 135,000 $135,000 $135,000 0
1
2
3
4
$ 300,000
6.3) Interés (I): Interés es el dinero que paga por el uso temporal de un capital prestado, o bien, es el dinero que gana por un capital invertido en un período de tiempo. 6.4) Tasa de interés (i): Una tasa de interés o tasa de incremento de capital es la tasa de las ganancias recibidas por hacer una inversión. Esta tasa de ganancias se define, generalmente, sobre la base de un año y representa el porcentaje de ganancias obtenido por el dinero comprometido en la inversión que se esté considerando. Entonces, una tasa de interés del 12 % indica que por cada peso utilizado se debe recibir en retorno una cantidad adicional de $ 0.12 (interés), como pago por el uso de esos fondos.
i = I/P
..................................................................(1)
donde: I P
= =
Interés para un período de tiempo Capital principal.
6.5) Monto (F): El la suma del interés más el principal al término de un período de tiempo.
F
=
P + I
........................................................(2)
De la ecuación (1) se tiene que:
I
=
i P
..................................................................(3)
Sustituyendo (3) en (2):
F F
= =
P +iP P( 1 + i ) ........................................................(4)
Todo esto es para un período de tiempo. 6.6) Interés simple: En el caso de interés simple, los intereses que van a pagarse en el momento de devolver el préstamo son proporcionales a la longitud del período de tiempo durante el cual se ha tenido en préstamo la suma principal.
P I
=
I
I
I
I
I
1
2
3
n-1 n
Pni
Además se sabe que el monto (F) es igual a:
Fn Fn
= = =
P + nI P + n (i P) P[ 1 + ni] ..............................................(5)
donde (n) es el número de periodos donde se generan los intereses.
Ejemplos: 1) Calcule el interés y la cantidad total acumulada para un capital de $500.00 , para 1 y 5 años si la tasa de interés anual es del 18 %. para un año
I= F=
= =
$ $
para cinco años: I= F=
= =
$ $
2) Calcular la cantidad de dinero que se debe de invertir para: a) Obtener $1,000.00 en un año b) Obtener $10,000.00 en tres años. si se sabe que la tasa de interés es del 15 % anual. a)
Fn = P[ 1 + ni] P = ___________________ P = $ __________________ P = ___________________ P = $ __________________
b)
P = Fn / [ 1 + ni]
3) Calcular la cantidad de dinero que se debe de invertir para que se obtenga un interés de $ 20,000.00 anuales, si la tasa de interés es del 40 % anual. i P P P
= = = =
I/P I/i ___________________ $ _________________
6.7) Interés compuesto: Cuando se hace un préstamo por una longitud de tiempo que es igual a varios períodos de interés, los intereses se calculan al final de cada período de tiempo.
P
F1
F2
F3
Fn-1 Fn
1
2
3
n-1 n
donde:
PERIODO
CANTIDAD ACUMULADA AL PRINCIPIO DEL PERIODO
1
P
INTERESES CANTIDAD ACUMULADA GENERADOS AL FINAL DEL PERIODO
Pi
P(1+i)
2 3 : n
P(1+i) P(1+i)2 : P(1+i)n-1
P(1+i)i P(1+i)2 i : P(1+i)n-1 i
P(1+i)(1+i)=P(1+i)2 P(1+i)2 (1+i) = P(1+i)3 : n-1 P(1+i) (1+i) = P(1+i)n
Por lo que el monto del interés compuesto estará dado por: F
=
P(1+i)n ........................................................(6)
Ejemplos: 4) Si el monto al año 5 de un capital de $ 1,200.00 es igual a $10,000.00. ¿Cual será la tasa de interés?.
F
=
P(1+i)n
i
=
(F/P)1/n -1
i i
= _________________________ = _________________________ anual.
5) Si la tasa de interés anual es de 47.3 %, ¿Que tiempo se requiere para que un capital se triplique? F Log F n n
= P(1+i)n = n Log P(1+i) = Log F / Log P(1+i) = ________________________ = _______________ años.
6) Compare el interés devengado por $ 100.00 durante 10 años al 8 % anual con interés simple y con interés compuesto anual. Interés simple: Fn
=
P[ 1 + ni]
F F
= _____________________ = $ ________
I = _____________
Interés compuesto: F F F
= P(1+i)n = ____________________ = $ __________
6.8) Valor presente y valor futuro :
I = _____________
La ecuación número (6) permite calcular el monto que resulta de una inversión (F), de un capital principal (P), a una tasa de interés compuesto (i), para (n) períodos de tiempo.
F
=
P(1+i)n
........................................................(6)
P
=
F (1+i)n
........................................................(7)
P F i n
= = = =
Valor presente de la inversión. Valor futuro. Tasa de interés. Períodos de tiempo de la inversión.
donde:
Representando esquemáticamente lo anterior, se tiene que:
F 1
2
3
4
n-1 n
P Ejemplo: 7) Que cantidad de dinero tendrá una persona que invierte $50,000.00 durante un período de 10 años a una tasa de interés del 40% anual. De la ecuación (6) se tiene: F
= ______________
= _______________
6.9) Anualidades: Es necesario con frecuencia, en muchos estudios de ingeniería económica, encontrar un sólo valor que corresponda en el futuro a la acumulación de una serie de pagos iguales que ocurren al final de cada período de pago de una serie de períodos sucesivos anuales, como se observa en la siguiente figura:
F 0
1 2 3 4 5 6 7 ............ n-1 n A A A A A A A A A Serie de pagos anuales iguales, equivalente a la cantidad única en el futuro (F). La suma de cantidades compuestas por los diferentes pagos puede calcularse empleando parar ello el concepto de pago único, por lo que se tendrá:
F = A(1) + A(1+i) +A(1+i)2 ......................... A(1+i)n-i ................(A) La cantidad total (F) que tendrá en el futuro es igual a la suma de las cantidades futuras individuales para cada pago (A). Multiplicando la ecuación anterior por ( 1 + i ) se obtiene:
F(1+i) = A(1+i) + A(1+i)2 +A(1+i)3.......................A(1+i)n-1 + A(1+i)n...........................................................................................(B) Si se resta la primera ecuación (A) de la segunda (B) se obtiene:
F(1+i) = A(1+i) + A(1+i)2 +.............. A(1+i)n-1 + A(1+i)n -F = -A(1) - A(1+i) - A(1+i)2 ................-A(1+i)n-i Fi
+ A(1+i)n
= -A(1)
donde:
F
A [(1+i)n -1] i
=
..............................................(8)
También en concepto de anualidades se utiliza cuando se hace hoy un depósito en cantidad igual a (P), a una tasa de interés anual (i). Si el depositante desea retirar su principal más los intereses en una serie de cantidades iguales al final de cada año durante un período de (n) años. Al hacer el último retiro no debe de quedar ninguna cantidad en el depósito.
A
A
A
A
A
.
0
P
.
.
.
A
El monto de la serie esta dado por la ecuación (8) F
=
A [(1+i)n -1] i
y el valor actual de la misma serie es:
P
=
A + A + A (1+i) (1+i)2 (1+i)3
F
= P(1+i)n
+
A + A (1+i)n-1 (1+i)n
igualando, se tiene:
P(1+i)n
A [(1+i)n -1] i
=
despejando a (P)
P
=
A [(1+i)n -1] i(1+i)n
............................................ (9)
=
P
i(1+i)n [(1+i)n -1]
............................................(10)
despejando (A)
A
La ecuación (10), sirve para determinar el valor de las anualidades.
6.10) Tasa de interés efectiva (J): Normalmente las operaciones en donde los intereses no se capitalizan al final de un período de inversión (1 año), sino, que se realizan en períodos de tiempo menores, mensual, bimestral, trimestral, etc. Esto significa que cada mes se podrá disponer de intereses o bien reinvertir estos. ¿ Cual será el monto al año 1 de un capital colocado al 72 % de interés anual ? Si los intereses se pueden cobrar o reinvertir a) cada seis meses, b) cada cuatro meses, c) cada tres meses, d) cada dos meses, e) cada mes y f) continuamente.
Solución: a) cada 6 meses:
P
P(1+i/2)
0
P(1+i/2)(1+i/2)
½
F
= P(1+0.72/2)²
1 = 1.85 P
La tasa interna efectiva será:
J
= I/P
= (1.85 P- P) / P = 85 % anual
b) cada cuatro meses:
P(1+i/3) 0
1/3 = P(1+0.72/3)3 = = I / P 1.91P-P / P
F J
P(1+i/3) 3
P(1+i/3)² 2/3
1.0
1.91 P 91 % anual.
c) cada tres meses:
P
P(1+i/4)
0
¼
P(1+i/4)² ½
F
= P(1+0.72/4)4 = 1.94 P
J
= I / P 1.94 P - P / P
P(1+i/4) 3 P(1+i/4)4 ¾
94 % anual.
d) cada dos meses: F
=
P(1+0.72/6)6
=1.97 P
J
=
I/ P
1.97 P - P / P
F
=
P(1+0.72/12)12
= 2.01 P
J
=
I/P
2.01 P - P / P
=
= 97 % anual.
e) mensualmente:
=
101 % anual.
1
f) continuamente:
J
=
P(1+i/m)m - P P
J
=
Lim [(1+i/m)m -1]
=
Lim [1+i/m]m - 1
=
............................................(11)
m→α
m→α
Lim [(1+i/m)m/i]i -1
m→α
J
=
ei - 1
J
=
e0.72 - 1
................................................................(12) =
105.4 % anual.
Por lo que respecta al monto para una tasa de interés efectiva, se tiene:
F
=
P(1+J)n
F
=
P(1+i/m)mn
=
P[(1+(1+i/m)m - 1)]n (13)
Si la composición es continua:
P(1+ei-1)n
F
=
P(1+J)n
=
F
=
P ein
......................................................(14)
El valor actual estará dado por:
P
=
F / ein
......................................................(15)
6.11) Pago de anualidades en forma continua: Si se requiere conocer “A” en forma continua se tiene de la ecuación (8) que:
F
=
A [(1+i/m)nm -1]
m
F
=
i m
A [(1+i/m)nm -1] i
α
si m F
=
A Lim [(1+i/m)nm -1] m α i
F
=
A Lim [((1+i/m)m/i)ni -1] m α i
F
=
A
ein -1
............................................(16)
i Ejemplo: 8) Cuanto se debe cobrar al terminar el mes por una entrega diaria de 200 mil millones de pies cúbicos de gas a razón de 4.5 dlls. el millar de pies3 si la tasa de interés es del 1.0 % mensual. A
=
_______________
F
=
_______________ _______________
F
=
________________ dlls.
=___________ dlls.
6.12 Tasa de interés global: Se llama tasa de interés global a aquella que se aplica directamente al principal y se divide entre el número de períodos que se va a liquidar. Considere que un vehículo vale $ 45,000.00, y paga de enganche el 33 % ( $ 15,000.00 ), queda un saldo de $ 30,000.00 a pagar en 36 mensualidades, con un interés global del 6 % mensual ¿ Que cantidad pagará por mes ? De a cuerdo a lo anterior las mensualidades serán igual a:
F
P A 0 1
A 2
A 3
30 000.00 x 6.0 36
A A 35 36
=
$ 5,000.00 por mes.
Ahora realizando los cálculos con la ecuación (10) se tiene:
P i(1+i)n [(1+i)n -1]
A
=
A
= 30000 x [.06(1.06)36 ] [(1.06)36 - 1 ]
A
=
............................................(10) = 14,665.05 7.14725
$ 2,051.84
Cantidad que debería de pagarse realmente, sin embargo con el interés global se paga $ 2,948.16 más. Por ensaye y error y la ecuación (10) se puede determinar el interés mensual que realmente cobran por la compra del vehículo. Ejemplo: Calcular el interés real del ejemplo anterior.
6.13) Principales Factores en la Ingeniería Económica: Hasta el momento se ha realizado la revisión de las principales ecuaciones utilizadas en el análisis económico de proyectos de inversión en función de un capital principal (P), una tasa de interés (i), un valor futuro del capital (F) para (n) períodos de inversión y unas anualidades (A) que son pagos o retiros uniformes al final de un período de tiempo. Dentro de la Ingeniería Económica, se suele dividir a estas ecuaciones en seis factores principales, los cuales son: 6.13.1) Factor de pago único compuesto: Es cuando se invierte un capital, P, al tiempo cero a una tasa de interés anual (i) a (n) períodos de tiempo.
F
P 0 1
2
3
n-1 n
En donde (F) estará dado por la ecuación (6).
F
P(1+i)n
=
Donde el factor, (1+i)n, se le conoce con el nombre de factor de pago único compuesto y se le designa como (F/Pi, n). Por lo que la ecuación anterior se puede escribir como:
F
=
P(F/Pi, n)
6.13.2) Factor de valor presente para pago único: La relación de la cantidad de pago único permite despejar el valor de P de la siguiente manera:
P
F[ 1 / (1 + i )n ]
=
A la relación [ 1 / (1 + i )n ] se le conoce con el nombre de factor de valor presente de pago único y se le designa con la siguiente expresión:
P
=
F(P/Fi, n)
6.13.3) Factor de pago para una serie de pagos compuestos iguales: Cuando se requiere encontrar un valor constante, A, que corresponda en futuro a la acumulación de una serie de pagos iguales que ocurran al final de cada período de una serie de períodos sucesivos anuales, se utiliza la ecuación (8).
F
A [(1+i)n -1] i
=
Gráficamente esto se representa de la siguiente manera:
F 0
1 A
2 A
3 A
4 A
5 A
6 A
7 ............ n-1 A A
n A
Donde el factor resultante [(1+i)n - 1] / i, se conoce con el nombre de factor pago para una serie de pagos compuestos iguales y designa con la expresión (F/Ai, n).
F
=
A(F/Ai, n)
6.13.4) Factor para un fondo de amortización con una serie de pagos iguales:
De la expresión para una serie de pagos iguales compuestos (8), se puede despejar en valor de (A) como sigue:
A
F ( i ) / [(1+i)n -1]
=
El factor que resulta, ( i ) / [(1+i)n -1], se conoce como el factor de amortización de una serie de pagos iguales y se designa con la expresión (A/Fi, n), este factor puede emplearse para encontrar los pagos requeridos (A), al final de cada año, con los cuales se puede acumular una cantidad futura (F). 6.13.5) Factor de recuperación de capital para una serie de pagos iguales: Cuando se invierte un capital principal y se desea realizar una serie de retiros en cantidades iguales al final de cada período de tiempo, para (n) períodos, se tiene: A
A
A
A
A
.
0
.
.
A
.
P
La ecuación (10) nos permite determinar el valor de las anualidades:
A
=
P i(1+i)n . n [(1+i) -1]
El factor resultante, i/(1 + i)n / [(1 + i)n - 1] se le conoce con el nombre de factor de recuperación de capital para una serie de pagos iguales y se designa con la expresión (A/Pi, n). 6.13.6) Factor de valor presente para una serie de pagos iguales: Para encontrar que cantidad única debe de depositarse hoy de manera que puedan hacerse pagos iguales al final de los próximos años, P debe encontrarse en función de A, ecuación (9):
P
=
A [(1+i)n -1] i(1+i)n
El factor resultante [(1+i)n - 1] / i(1+i)n, se conoce con el nombre de factor de valor presente de una serie de pagos iguales y se le designa con la expresión (P/Ai, n).
r = radio ρ = densidad g = gravedad h = elevación de la columna θ = ángulo de contacto σ=tensión interfacial (DINAS/cm) PROCESOS DE RECUPERACIÓN TÉRMICA.Los procesos de recuperación térmica se aplican generalmente a yacimientos con aceite de alta viscosidad, la cual no permite que fluyan hacia los pozos productores. Estos procesos se pueden dividir en dos grupos principales: A)COMBUSTIÓN IN-SITU B)INYECCIÓN DE VAPOR
