UNIVERSIDAD TECNOLOGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERIA CARRERA DE INGENIERIA EN PETRÓLEOS
ANÁLISIS PARA DETERMINAR EL USO DE MODIFICADORES DE PERMEABILIDAD RELATIVA EN LA FORMACIÓN NAPO DE LA CUENCA ORIENTE DEL ECUADOR.
TRABAJO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS.
OSCAR ALEJANDRO BANDA SALAZAR
DIRECTOR: ING. CARLOS JÁCOME
Quito, Mayo, 2012
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2012 Reservados todos los derechos de reproducción.
DECLARACIÓN
Yo OSCAR ALEJANDRO BANDA SALAZAR, declaro que el trabajo aquí descrito es de mí autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
________________________ Oscar Alejandro Banda Salazar C.I. 171466978 - 3
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ Análisis para determinar
el uso de modificadores de permeabilidad relativa en la formación Napo de la cuenca oriente del Ecuador ”, que, para aspirar al título de Ingeniero en Petróleos fue desarrollado por Oscar Alejandro Banda Salazar, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
______________________________ DIRECTOR DEL TRABAJO Ing. Carlos Jácome C.I. 1700585456
DEDICATORIA
En especial a Dios, el compañero inseparable en todos los momentos de mi vida y el protector incondicional de todos mis actos y pensamientos. A mis padres, Oscar Germán Banda y Mónica Salazar, mi apoyo y fuerza para seguir adelante en mi profesión y la culminación exitosa de mi carrera estudiantil. A mi hermano, David Banda, mi orgullo y soporte en los momentos difíciles. A mis tías, tíos, abuelos, primos y familia en general, ya que gracias a ellos me forme con principios, educación y cultura. A mi novia, Clara Lachmann, por los momentos difíciles junto a mí y la comprensión durante mi etapa universitaria. A mis maestros, formadores de mis destrezas y capacidades profesionales. A la Universidad Tecnológica Equinoccial, por los conocimientos brindados en mi etapa como estudiante.
AGRADECIMIENTO
Un agradecimiento especial a mis padres, Oscar Germán Banda y Mónica Salazar, por el apoyo brindado en todas las etapas de mi vida. Gracias por estar presentes en los buenos y malos momentos y por su cariño incondicional. A mi hermano David Banda por su paciencia y cariño en todos los períodos de nuestra vida juntos. A Halliburton Latín América S.A, por el apoyo en la realización de este proyecto de titulación y por la flexibilidad en los horarios de trabajo. A mi director de tesis Carlos Jácome, por el tiempo dedicado al presente estudio. A Walter Zuzart guía fundamental de este proyecto de titulación. A la Universidad Tecnológica Equinoccial, por acogerme dentro de tan prestigiosa institución y por la ayuda en mi formación profesional. A mis maestros, por las horas de formación académica impartidas dentro y fuera de las aulas de la universidad y por los conocimientos adquiridos. A mis amigos, por todos esos momentos compartidos en la etapa universitaria y el ánimo y respaldo en los instantes difíciles.
ÍNDICE RESUMEN
xiii
ABSTRACT
xv
CAPÍTULO I
1
1.1 INTRODUCIÓN
1
1.2 OBJETIVO GENERAL
3
1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
3
1.4 JUSTIFICACIÓN
4
1.5 IDEA A DEFENDER
4
1.6 HIPÓTESIS
5
1.7 METODOS DE INVESTIGACIÓN
5
1.8 REVISIÓN DE LITERATURA.
5
1.9 PRUEBAS DE LABORATORIO
6
CAPÍTULO II
7
2. MARCO TEÓRICO
7
2.1 DESCRIPCION DE LA CUENCA ORIENTE DEL ECUADOR
7
2.1.1 ESTRATIGRAFIA DE LA CUENCA ORIENTE 2.2 PROPIEDADES DE LA ROCA 2.2.1 PERMEABILIDAD
10 16 16 i
2.2.1.1 Permeabilidad Absoluta (K a)
17
2.2.1.2 Permeabilidad al Líquido (Kl)
17
2.2.1.3 Permeabilidad Efectiva a un Fluido (KEF)
18
2.2.1.4 Permeabilidad Relativa a un Fluido (KRF)
18
2.2.2 POROSIDAD
19
2.2.2.1 Según su origen
20
2.2.2.2 Según la comunicación de sus poros
22
2.2.3 SATURACIÓN
24
2.2.3.1 Saturaciones de Agua connata.
25
2.2.3.2 Saturación Residual de una Fase
25
2.2.3.3 Saturación Crítica de una Fase.
26
2.2.3.4 Determinación de la Saturación en Formaciones Limpias.
26
2.2.4 TORTUOCIDAD
27
2.2.5 COMPRESIBILIDAD
27
2.2.5.1 Compresibilidad de la Matriz de la Roca (Cr )
29
2.2.5.2 Compresibilidad de los Poros (C p)
30
2.2.5.3 Valores Promedio de Compresibilidad.
31
2.2.6 DEFORMACIONES ELÁSTICAS E INELÁSTICAS 2.2.6.1 Región Elástica.
31 32 ii
2.2.6.2 Región de Colapso de Poros.
32
2.2.6.3 Región Compactada.
32
2.2.7 HETEROGENEIDAD
33
2.2.8 MOJABILIDAD
34
2.2.8.1 Tipos de Superficie.
37
2.2.8.2 Mojabilidad en Superficies de Baja Energía.
37
2.2.9 CAPILARIDAD
38
CAPÍTULO III
39
3. MODIFICADORES DE PERMEABILIDAD RELATIVA (RPM)
39
3.1 CONCEPTO
40
3.2 VENTAJAS
41
3.3 APLICACIONES
42
3.3.1 CONTROL DE AGUA 3.3.1.1 Inyección de Polímeros 3.3.2 CONTROL DE POZO
43 43 53
3.3.2.1 Pérdidas de Circulación.
53
3.3.2.2 Tratamientos Ácidos.
56
3.4 TRATAMIENTOS PARA EL CAMBIO DE HUMECTABILIDAD DE LA ROCA.
57
iii
3.4.1 SOLVENTES MUTUALES
58
3.4.1.1 Humectación por Agua.
58
3.4.1.2 Prevención de Emulsiones.
58
3.4.1.3 Limpieza de Formaciones.
59
3.4.2 SURFACTANTES.
59
3.4.2.1 Surfactantes Anionicos
60
3.4.2.2 Surfactantes Cationicos.
61
3.4.2.3 Surfactantes Nonionicos.
61
3.4.2.4 Surfactantes Amphotericos
62
3.4.3 PROCESO DE INYECCIÓN DE SURFACTANTES
62
3.4.3.1. Adsorción.
62
3.4.3.2. Precipitación y Retención
63
3.4.3.3. Fraccionamiento.
63
3.4.4.4 Efecto Cromatográfico.
63
CAPÍTULO IV
65
4. PRUEBAS DE LABORATORIO
65
4.1 PROCEDIMIENTO EN LABORATORIO 4.1.1 FACTOR DE RESISTENCIA RESIDUAL (RRF) 4.2 RETORNO DE PERMEABILIDAD
65 68 69 iv
4.3 ANALISIS DE NÚCLEOS
72
4.3.1 NÚCLEO CASO 1
72
4.3.1.1 Procedimiento en Laboratorio (Caso 1)
72
4.3.1.2 Procedimiento con Factor de Resistencia Residual (Caso 1)
76
4.3.2 NÚCLEO CASO 2.
76
4.3.2.1 Procedimiento en Laboratorio (Caso2).
77
4.3.2.2 Procedimiento con Factor de Resistencia Residual (Caso 2).
79
4.4 COMPARACIÓN DE RESULTADOS.
80
4.5 CRITERIOS DE SELECCIÓN PARA LA INYECCIÓN DE QUÍMICOS
81
4.6 COSTO BENEFICIO DEL TRATAMIENTO
85
CAPÍTULO V
87
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
87
5.1 CONCLUSIONES.
87
5.2 RECOMENDACIÓNES
88
GLOSARIO DE TERMINOS
90
BIBLIOGRAFÍA
92
ANEXOS
93
v
ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2.1. Mapa Cuenca Oriente
8
Figura 2.2. Formaciones, miembros y ciclos del periodo cretácico
11
Figura 2.3. Secuencia sedimentaria típica para los 5 ciclos
13
Figura 2.4. Ciclos sedimentarios (cretácico en pozo “x”)
14
Figura 2.5. Columna estratigráfica cuenca oriente
15
Figura 2.6. Flujo de fluido a través de tubo capilar
16
Figura 2.7. Distribución de poros en la roca
23
Figura 2.8. Efecto de compresibilidad de la roca
28
Figura 2.9. Curva de variación de la Porosidad VS Esfuerzo
33
Figura 2.10. Diferentes efectos (Carga vs Deformación)
33
Figura 2.11. Ángulo de mojabilidad de la roca
35
Figura 2.12. Tipos de mojabilidad con respecto a una superficie
37
Figura 3.1. Película de polímero en el medio poroso
40
Figura 3.2. Curvas de permeabilidad relativa
42
Figura 3.3. Efecto de adsorción del polímero
44
Figura 3.4. Conificación de agua realizada en laboratorio
45
Figura 3.5. Conificación y Cresta
46
Figura 3.6. Conificación de agua
46
Figura 3.7 Canal de agua detrás del casing
48
Figura 3.8. Flujo canalizado detrás del casing
49
vi
Figura3.9. Movimiento del contacto agua – petróleo
51
Figura 3.10. Empuje lateral y de fondo de agua en yacimientos
52
Figura 3.11. Circulación de fluido de completación en pozo con work over
54
Figura 3.12. Perdida de circulación y bombeo de fluido de control hacia el pozo
55
Figura 3.13. Posicionamiento del polímero y el ácido
57
Figura 3.14. Estructura de un surfactante
59
Figura 3.15. Surfactante Aniotico
60
Figura 3.16. Surfactante Cationico
61
Figura 3.17. Surfactante Nonionico
61
Figura 3.18. Surfactante Amphoterico
62
Figura 3.19. Cambio de mojabilidad de la roca mediante inyección de químicos
64
Figura 4.1. Equipos de laboratorio
66
Figura 4.2. Retorno de permeabilidad al petróleo
70
Figura 4.3. Retorno de permeabilidad al agua
71
Figura 4.4. Resumen de flujo (caso 1)
74
Figura 4.5. Resultados de flujo (caso 1)
75
Figura 4.6. Resumen de flujo (caso 2)
79
Figura 4.7. Producción del pozo antes y después del tratamiento
85
vii
ÍNDICE DE TABLAS Tabla 2.1. Valores promedios de permeabilidad
19
Tabla 2.2. Valores promedios de porosidad
20
Tabla 2.3. Valores promedios de compresibilidad
31
Tabla 2.4. Ángulos de contacto y sus interacciones
36
Tabla 4.1. Etapas de inyección de fluidos
67
Tabla 4.2. Comparación de resultados de los casos de estudio
80
Tabla 4.3. Criterios de selección para la inyección de químicos
81
Tabla 4.4. Propiedades petrofísicas de los campos del Ecuador
82
Tabla 4.4. Propiedades petrofísicas en campos del Ecuador (continuación)
82
Tabla 4.4. Propiedades petrofísicas en campos del Ecuador (continuación)
82
Tabla 4.5 Volumen mensual de reducción de agua e incremento
86
del petróleo
Tabla 4.6 Costos beneficios del trabajo RPM
87
viii
ÍNDICE DE ECUACIONES Ec. de Permeabilidad
17
Ec. de Permeabilidad al Líquido
17
Ec. de Permeabilidad Efectiva al Petróleo Pe tróleo
18
Ec. de Permeabilidad Efectiva al Agua
18
Ec. de Permeabilidad Efectiva al Gas
18
Ec. de Permeabilidad Relativa al Petróleo Pe tróleo
19
Ec. de Permeabilidad Relativa al Agua
19
Ec. de Permeabilidad Relativa al Gas
19
Ec. Porosidad
19
Ec. Dolomitización
22
Ec. Porosidad Total
24
Ec. Saturación medio poroso
24
Ec. Saturación
24
Ec. en Formaciones limpias
26
Ec. Factor de Resistencia de la Formación
26
Ec. de Tortuocidad
27
Ec. Compresibilidad
29
Ec. Compresibilidad de la matriz de la roca roca
29
Ec. Compresibilidad de los poros
30
Ec. Compresibilidad en función de la porosidad
30
ix
Ec. Compresibilidad Total
30
Ec. Ángulo de contacto
38
Ec. Presión capilar
39
Ec. Presión de contacto agua/petróleo
47
Ec. Factor de Resistencia Residual
68
x
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo I. Permeabilidades y porosidades promedio de la cuenca oriente del del Ecuador
93
Anexo II Programa de trabajo de químico controlador de agua
94
Anexo III Tabla de contenido
95
Anexo IV. Objetivo
96
Anexo V. Estado mecánico del pozo X
97
Anexo VI. Identificación del Problema
98
Anexo VII. Problemas Relacionados al Yacimiento.
99
Anexo VIII. Historia de Producción del Pozo X
100
Anexo VX. Datos del Reservorio
101
Anexo X xi
Perfiles Eléctricos del Pozo X
102
Anexo XI Perfiles Eléctricos del Pozo X (II)
103
Anexo XII Análisis mediante software Xero para el pozo X
104
Anexo XIII Argumentos
105
Anexo XIV Saturación de Petróleo
106
Anexo XV Gráfica Presión VS Tiempo
107
Anexo XVI Diseño Propuesto
108
Anexo XVII Recomendaciones Generales
109
Anexo XVIII Procedimiento Operacional
110
xii
RESUMEN La inyección de modificadores de permeabilidad relativa ha desarrollado una gran importancia dentro de la industria petrolera, ya que es empleada como técnica de recuperación secundaria, para reducir el corte de agua y aumentar la producción de hidrocarburos. Estos químicos ofrecen la opción de inyectar el tratamiento a la formación sin la necesidad de aislar la zona productora de hidrocarburos, y dependen de la litología de la formación, humectabilidad de la roca, permeabilidad, composición del tratamiento, compatibilidad de los fluidos de formación con el polímero, porosidad y de las condiciones de aplicación del mismo. Es por esto que un estudio de la confiabilidad y selección de estos polímeros a nivel de laboratorio, proporciona una ventajosa herramienta con el fin de optimizar la implementación de esta tecnología, y de esta manera, elegir correctamente los fluidos a inyectar antes de utilizar los modificadores de permeabilidad relativa. El presente trabajo se realizo de acuerdo a problemas reales de control de agua, al realizar la inyección de RPM´s en la formación Napo del oriente ecuatoriano y no obtener el efecto deseado después de evaluar su recuperación de petróleo. En el primer capítulo se realizó una introducción del problema de investigación, también se describió la metodología que se uso en el proyecto, los objetivos, hipótesis, justificación, idea a defender, entre otros. En el segundo capítulo se describió la cueca oriente del Ecuador, su ubicación, litología y geología. También se resumió las propiedades petrofísicas de la roca, sus ecuaciones y gráficos, que nos sirvieron para la sustentación del análisis. xiii
En el tercer capítulo s e presentó las características principales de los RPM’s, sus aplicaciones y los procedimientos para el cambio de humectabilidad de la roca. Además se tabuló información de las propiedades petrofísicas de ciertos campos del oriente ecuatoriano. En el cuarto capítulo se analizó las pruebas de laboratorio generadas para el estudio de este proyecto, y se comparó los resultados obtenidos de los 2 casos a investigar, mediante graficas y el Factor de Resistencia Residual. En el quinto capítulo se desarrollan las conclusiones y recomendación del estudio en general.
xiv
ABSTRACT The modifier injection of relative permeability has developed a great importance within the oil industry, since it is used like technique of secondary recovery, to reduce the water cut and to increase the production of hydrocarbons. These chemicals offer the option to inject the treatment to the formation without the necessity to isolate the producing zone of hydrocarbons, and depend on the lithology of the formation, wettability of the rock, permeability, composition of the treatment, compatibility of the fluids of formation with polymer, porosity and of the conditions of application of the same. It is by that a study of the reliability and selection of these polymers at laboratory level provides an advantageous tool with the purpose of to optimize the implementation of this technology, and this way, to choose the fluids correctly to inject before using the RPM. The present work I am realised according to real problems of water control, when realising the injection of RPM´s in the Napo formation of the ecuadorian east and not obtaining the effect wished after evaluating its petroleum recovery. In the first chapter an introduction of the investigation problem was realised, also described the methodology that use in the project, the objectives, hypothesis, justification, idea to defend, and others. In the second chapter was described cuenca oriente of Ecuador, its location, lithology and geology. Also summarized petrophysics properties of the rock, its equations and graphs, were used that us for the sustentation as the analysis. In the third chapter was presented the basic characteristics of the RPM's, its applications and the procedures for the change of wettability of the rock. In addition it added information to the petrophysics properties of certain fields of the Ecuadorian east. xv
In the fourth chapter the analyzed of laboratory tests generated for the study of this project, and the compared the results between of the 2 cases to investigate, by means of graphic and the Factor of Residual Stenght. In the fifth chapter are developed the conclusions and recommendation of the general study.
xvi
CAPÍTULO I
CAPÍTULO I
1.1 INTRODUCIÓN Para concretar el proyecto “ Análisis para determinar el uso de modificadores de
permeabilidad relativa en la formación Napo de la cuenca oriente del Ecuador ” se ejecutara un estudio teórico científico de las propiedades y datos existentes de la formación Napo y sus respectivas pruebas de laboratorio dentro de las zonas a analizar. Por lo tanto el propósito de la investigación será comparar y estudiar los núcleos de dichas zonas estableciendo estableciendo las diferentes reacciones de trabajo producidas. Con el origen de la industria del petróleo han aparecido gran cantidad de problemas asociados a la producción de agua en casi todo el mundo, como son los costos asociados a la separación y tratamiento para la disposición del agua por normas ambientales, la obstrucción al flujo de petróleo en el yacimiento por problemas de conificación y aumento en su capacidad de flujo, problemas asociados a corrosión. Estos problemas han llevado a la implementación de mecanismos de control de la producción de agua con el fin de hacer más rentable la producción de un campo. Controlar la producción de agua es un objetivo primordial en la industria del petróleo; producir 1 barril de agua requiere mucha más energía que producir el mismo volumen de petróleo, por lo tanto, cada barril de agua producida representa una cantidad
equivalente de petróleo no producido, y es por eso
que esta producción debe ser controlada. El control de fluidos indeseados dentro de la producción se hace mediante tratamientos conocidos como “Conformance Technology”. Estos tratamientos aplican determinados procesos
1
a yacimientos y pozos para reducir la producción indeseada de gas o agua, incrementando la eficiencia de recobro y cumpliendo con los objetivos ambientales
propuestos
por
la
gerencia
del
proyecto.
Aunque
la
implementación de esta tecnología no implica un incremento en la producción, estos procesos también pueden mejorar la rentabilidad de la empresa operadora como resultado de los siguientes beneficios:
Larga vida productiva del pozo.
Disminución de los costos por reducción del corte de agua.
Minimización de los riegos ambientales.
Minimización de la cantidad de agua para los tratamientos de disposición final.
Reducción de los costos de mantenimiento de los pozos.
Levantamiento artificial más rentable.
Prevenir la aparición o incremento de la producción de agua. agua .
Se realizará un estudio para describir el uso de los RPM dentro de la formación Napo detallando a nivel de laboratorio su fenomenología y las implicaciones que gobiernan las aplicaciones de los tratamientos de control de agua, en particular, aquellos tratamientos cuyo uso se basan en tecnología química. La inclusión de un estudio de laboratorio previo a la aplicación de este tipo de tecnología tiene como finalidad el efectuar una cuantificación de la efectividad de este tipo de polímeros en la formación Napo de la cuenca oriente del Ecuador y de esta manera optimizar el diseño y funcionamiento de los tratamientos RPM. Así,
2
muchos proyectos de control de la producción de agua cuyo uso se basa en los tratamientos con RPM podrán mejorar sus resultados operacionales mediante la introducción de este estudio de laboratorio para la verificación del funcionamiento de los mismos. Mediante la realización de distintos tipos de pruebas con este tipo de tratamientos, se
obtendrán mejores acercamientos a la evaluación de la
efectividad de esta tecnología en medios porosos, con esto se alcanzarán valiosas conclusiones que permitirán orientar el estudio hacia la solución del problema a tratar, tanto de la formación relacionada con los químicos utilizados como de las condiciones de trabajo.
1.2 OBJETIVO GENERAL Realizar un análisis para establecer los motivos por los los cuales los RPM no reaccionaron en ciertas áreas de la la formación Napo en el oriente ecuatoriano y con esto generar una respuesta a los problemas entre estos compuestos y la formación.
1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 1. Realizar un estudio de núcleos de la formación involucrada, donde no se obtuvo el objetivo deseado. 2. Describir el uso de los los RPM en la formación Napo.
3. Establecer una metodología de laboratorio para la evaluación de fluidos RPM en núcleos.
3
4. Analizar los núcleos de ciertas zonas saturándolas con fluidos RPM y evaluar su comportamiento. 5. Identificar las causas que afectarían el uso de los modificadores de permeabilidad relativa en la formación Napo.
1.4 JUSTIFICACIÓN Los polímeros RPM están diseñados para modificar la permeabilidad relativa al agua, que tiene como consecuencia la reducción de la producción de agua, cuando tenemos una roca hidrófila sin afectar la producción de aceite o gas. Sin embargo, el éxito de estos tratamientos RPM está ligado a la adsorción de una capa de polímero de carácter hidrofílico por la pared del poro y la cual depende a su vez de las condiciones de aplicación, litología, humectabilidad, composición del tratamiento, compatibilidad de los fluidos de formación con el polímero y de la permeabilidad y tamaño de poro de la roca. Existen formaciones en las cuales este tipo de tratamientos no dió resultado, debido a que la formación no es mojada por agua, en este caso el presente estudio muestra metodología para tratamiento especial, y un análisis de las razones por las cuales no surgió efecto este tratamiento. Generar así las respuestas necesarias para justificar el trabajo al cliente y desarrollar un historial de las características del área donde se realizaron las inyecciones de RPM, para tenerlas en cuenta en posteriores trabajos.
1.5 IDEA A DEFENDER Establecimiento de un análisis teórico científico probado en laboratorio para la resolución del problema a investigar, realizando comparaciones de las
4
propiedades petrofísicas de ciertas zonas de la formación Napo de la cuenca oriente del Ecuador, creando parámetros y respuestas a los problemas entre estos compuestos químicos y la formación.
1.6 HIPÓTESIS Los RPM ayudan a reducir la producción de agua en la formación sin afectar la producción de hidrocarburos. Estos polímeros no presentaron el efecto deseado en ciertas áreas de la formación Napo del oriente ecuatoriano. Se comprobará con este análisis las diferentes razones por las cuales no se desarrollo el efecto positivo deseado, utilizando reportes, datos y núcleos de trabajos realizados y extraídos de la zona de interés.
1.7 METODOS DE INVESTIGACIÓN Se realiza este análisis escogiendo el método científico, con base a investigaciones exploratorias y descriptivas. El proyecto se basará en investigaciones de campo, laboratorio e información textual realizadas con análisis de las propiedades petrofísicas de las formaciones involucradas, y los RPM de manera que este trabajo tiene una base documental. Con estos métodos se puede generar un análisis y comparaciones entre varias muestras de la formación Napo de la cuenca oriente del Ecuador y así llegar a los objetivos deseados.
1.8 REVISIÓN DE LITERATURA. Revisión de datos, documentos, reportes y archivos existentes de la zona de interés a analizar para el desarrollo del tema a tratar. 5
Documentos en la red, manuales y libros afines al estudio.
1.9 PRUEBAS DE LABORATORIO Extracción de muestras de la formación y simulación a las características del yacimiento del trabajo realizado en el área de acuerdo a procedimientos, normas y estándares de la industria.
6
CAPÍTULO II
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO En este capítulo se revisa la sustentación teórica que el estudio lo requiere. Esta organizado por temas que aportarán en la línea investigativa del proyecto.
2.1 DESCRIPCION DE LA CUENCA ORIENTE DEL ECUADOR La Cuenca Oriente, localizada al este de los Andes ecuatorianos, forma parte del sistema actual sub andino de cuenca, se extiende desde Colombia hasta Argentina y se puede apreciar en la Figura. 2.1. Las actividades de exploración exp loración petrolera en la cuenca oriente, especialmente durante los últimos años, han proporcionado extensa información geológica y geofísica, la misma que permite redefinir los sistemas depositacionales y la evolución geodinámica de la cuenca. Clásicamente, la estratigrafía del relleno cretácico ha sido subdividida en 3 partes: Hollín, Napo y la arenisca Basal de la formación Tena. La nomenclatura usada para sus miembros y unidades es aquella establecida por Texaco en los años 60; sin embargo, esta nomenclatura es compleja y puramente descriptiva. La Formación Hollín ha sido subdividida en dos miembros: Hollín principal y Hollín superior. Por otro lado, la formación Napo ha sido especialmente subdividida en tres diferentes miembros: Napo inferior, Napo medio y Napo superior. Se propone una nueva subdivisión, resultado de la reagrupación de estas unidades, asignando la categoría de grupo a la formación Napo y dividiendo la misma en 4 formaciones: Napo Basal, Napo inferior, Napo medio y Napo 7
superior. Sin embargo, la mayoría de estudios
han basado las relaciones
estratigráficas en datos netamente paleontológicos, aislando a la formación Hollín y al miembro arenisca Basal Tena como secciones diferentes. Las características de la cuenca oriente se basan principalmente en una integración a través de las descripciones e interpretaciones sedimentológicas de testigos de perforación de la mayoría de pozos exploratorios y de afloramientos de la zona sub andina. Además, con los análisis de las respectivas radiografías de pozos, correlaciones e interpretaciones de varias secciones sísmicas regionales a través de la cuenca, se dieron a conocer sus topes y bases, estratos y propiedades.
Figura 2.1 Mapa Cuenca Oriente del Ecuador (Patrice Bady, 2004) 8
La sección cretácica de las formaciones, Hollín, Napo y Basal Tena en la cuenca oriente ecuatoriana exhibe características bien definidas dentro de un modo de estratigrafía secuencial. Sus miembros elásticos documentan las variaciones estáticas ocurridas a escala global durante el período comprendido entre
el
Aptiano
y
el
Maastrichtiano,
reflejando
drásticos
cambios
paleogeográficos, variaciones laterales de facies y fluctuaciones de la línea de costa de hasta 200 km dentro de la plataforma marina somera oriente. Cada secuencia depositacional incluye un límite erosivo a la base, que corresponde a la incisión de valles fluviales durante la correspondiente caída del nivel del mar. El relleno de estos valles durante el inicio de la transgresión está caracterizado por sistemas fluviales y estuarinos, seguidos por la depositación del sistema transgresivo principal y del prisma de alto nivel correspondiente a una sedimentación marina somera. La mayoría de los ciclos sugiere típicamente una transición de facies de este a oeste, de ambientes fluviales continentales y de estuario a plataforma marina somera. Así se pueden diferenciar cinco secuencias depositacionales: los ciclos sedimentarios:
Aptiano
Superior-Albiano
Superior,
Albiano
Superior-
Cenomaniano Inferior, Cenomaniano Inferior-Turoniano Inferior, TuronianoSantoniano y Carnpaniano-Maastritchtiano. Dentro de un marco de estratigrafía secuencial, la variación relativa del nivel del mar a escala global, controló el espacio de acomodación disponible y es el mecanismo que ejerció un control regional sobre la distribución de los sedimentos, especialmente en los tres primeros ciclos del margen cratónico continental preandino oriente. Sin embargo el inicio de la compresión andina ejerció un control fundamental en la sedimentación y en el espacio disponible para la acomodación de los sedimentos a partir del Turoniano y durante los dos últimos ciclos depositacionales, restringiendo estos ciclos al este de la cuenca oriente y condensando los mismos al oeste en la zona subandina.
9
2.1.1 ESTRATIGRAFIA DE LA CUENCA ORIENTE La sección sedimentaria Hollín - Napo - Basal Tena exhibe características bien definidas dentro de un modelo de estratigrafía secuencial. Dichas formaciones testifican variaciones bruscas de la línea de costa en la plataforma marinasomera de la cuenca oriente en el Cretácico, y muestran cambios verticales y laterales de facies a lo largo de la cuenca que interrumpen la imperante sedimentación marina de baja energía. Dentro de un modelo de estratigrafía secuencial, variaciones relativas del nivel del mar controlan el espacio disponible para la acomodación de sedimentos y por lo tanto ejercen un control regional sobre la distribución de facies sedimentarias en la cuenca. La progradación de facies sedimentarias elásticas fluviales y de playa sobre facies de plataforma marina-somera causada por las caídas del nivel del mar son ejemplos claros de regresiones forzadas. Las regresiones forzadas se caracterizan por:
La ocurrencia abrupta de depósitos clásticos de playa o sistemas deltaicos de tipo estuarinos/fluviales sobre facies marinas más dístales.
La erosión profunda asociada a incisión de valles.
La presencia de límites de secuencias erosivos y discordantes en áreas donde se concentró el "by-pass" sedimentario y concordantes en las zonas más distales de plataforma.
En el período del Albiano al Maastrichtiuno, se reconocen múltiples ciclos eustáticos. La mega secuencia Hollín - Napo - Basal Tena, caracterizada por una serie repetitiva de areniscas, calizas y lutitas, registra dicha ciclicidad asociada posiblemente a las fluctuaciones del nivel eustático ocurridas durante el Cretácico. La Figura 2.2 ilustra los diferentes miembros de la mega secuencia Hollín
-
Napo
-
Basal
Tena,
enfatizando
los
intervalos
clásticos
10
correspondientes a las areniscas de Hollín Principal. T, U, M2, M1 y Basal Tena.
r e p p U
r e w o L
Figura 2.2. Formaciones, miembros y ciclos del periodo cretácico. (Patrice Bady, 2004) 11
La correlación de las caídas del nivel de base con la progradación de cuerpos arenosos a través de la Cuenca Oriente es evidente, y es soportada por el cuadro biostratigráfico, definido para cada uno de los miembros de la formación Napo. La base de cada intervalo elástico representa un ejemplo del cambio lateral de facies hacia el oeste y se lo define como un límite de secuencia de un ciclo sedimentario. Este ciclo sedimentario ideal
Figura 2.3, que registra la
variación completa del nivel de base, es reconocido en cada una de las secuencias de la serie sedimentaria Hollín – Napo – Basal Tena como se indica en la Figura 2.4, y que a continuación se describe. A la base comienza con depósitos fluviátiles de arenas canalizadas erosivas, transportadas desde una fuente localizada al sur - este de la cuenca. Este sistema fluviátil fue depositado dentro de valles incisos con influencia estuarina como resultado del inicio de la subida del nivel de base (LST). Una vez que se llenó el estuario, una sucesión de depósitos marinos someros se derramaron sobre los márgenes de los valles incisos y reflejan en conjunto la transgresión de facies marinas hacia el este de la cuenca (sistema transgresivo o TST). Intercalaciones de areniscas de marea, lutitas espesas marinas someras y calizas finas definen el máximo de inundación (MFS). Estas pasan a depósitos de plataforma de calizas espesas con influencia detrítica correspondiente al prisma de alto nivel (HST). Por otra parte en la Figura 2.5 se muestra la columna estratigráfica de la cuenca oriente completa con una breve descripción litológica de cada formación.
12
Figura 2.3. Secuencia sedimentaria típica para los 5 ciclos (Patrice Bady, 2004)
13
POZO X
Figura 2.4. 5 Ciclos sedimentarios (cretácico en pozo “x”) (Patrice Bady, 2004) 14
Figura 2.5. Columna estratigráfica cuenca oriente del Ecuador. (Patrice Bady, 2004) 15
2.2 PROPIEDADES DE LA ROCA Propiedades de las rocas, son todas aquellas que les permiten ser diferenciadas unas de otras y reconocer a su vez ciertas cualidades de las mismas (composición, edad, formación) en resumen su génesis y características.
2.2.1 PERMEABILIDAD Es la capacidad de un medio poroso para permitir el flujo de fluidos a través de él. La unidad que empleamos en la permeabilidad es el Darcy. Y el Darcy lo definimos como: La permeabilidad de un medio poroso si a través de él fluye un solo fluido de 1 cp de viscosidad, a un caudal de 1 cm 3/s, a través de un área de 1 cm2 y con un gradiente de presión de 1 atm/cm, en la Figura 2.6 se puede apreciar este fenómeno. La ecuación 2.1 muestra su forma matemática.
Figura 2.6. Flujo de fluido a través de tubo capilar.
16
[2.1]
Donde: K: u: L: A: ΔP: q:
Permeabilidad (Darcys) Viscosidad en la dirección de recorrido del fluido (cP) Distancia que recorre el fluido Sección transversal (cm2)h Diferencia de presión (atm) Tasa de producción (cm3/s)
2.2.1.1 Permeabilidad Absoluta (Ka) Es la propiedad del medio poroso que permite el paso de un fluido, cuando éste lo satura al 100%. Esta depende exclusivamente de las características físicas de la estructura porosa. Puede tenerse Kg Ko y Kw que quiere decir, permeabilidad al gas, aceite y al agua respectivamente.
2.2.1.2 Permeabilidad al Líquido (Kl) Es la permeabilidad de un medio poroso obtenida con el método de Klinkenberg. Su ecuación matemática es:
[2.2]
Donde: K l:
Permeabilidad al líquido
K g:
Permeabilidad al gas
M :
Pendiente de la gráfica de 1/Pm Vs K g
Pm: Presión media del flujo.
17
2.2.1.3 Permeabilidad Efectiva a un Fluido (KEF) Se define la permeabilidad efectiva a un fluido como la permeabilidad del medio ha dicho fluido cuando su saturación es menor del 100%. Puede tenerse, permeabilidad efectiva al aceite, al agua y al gas y sus ecuaciones matemáticas son:
[2.3] [2.4] [2.5]
2.2.1.4 Permeabilidad Relativa a un Fluido (KRF) Es la relación de la permeabilidad efectiva a tal fluido con la permeabilidad absoluta o la permeabilidad al líquido del medio poroso. La permeabilidad relativa depende de las características tanto del medio poroso como de los fluidos que saturan el medio, así como el grado de saturación que está presente. Este tipo de permeabilidad se expresa en porcentaje (%) o fracción de la permeabilidad absoluta o en otros casos, se presenta en función a la saturación de algún fluido, por ejemplo el agua a ciertas condiciones conocidas y sus ecuaciones matemáticas son:
[2.6] [2.7] [2.8]
Los valores promedio de permeabilidad se los puede apreciar en la Tabla 2.1 18
Tabla 2.1 Valores promedios de permeabilidad VALOR (mD)
DESCRIPCIÓN
1 - 10
Baja
10 - 100
Buena
100 - 1000
Muy buena
>1000
Excelente
(S. Muñoz. 2000)
2.2.2 POROSIDAD La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la relación entre el volumen de espacios porosos de la roca y el volumen total de la misma. Su ecuación matemática es la siguiente:
[2.9]
La porosidad puede ser determinada por intermedio de registros, de correlaciones y de coronas, siendo estos últimos los que dan valores más confiables. Los valores de porosidad se los puede apreciar en la Tabla 2.2
19
Tabla 2.2. Valores promedios de porosidad PORCENTAJE (%)
DESCRIPCIÓN
0 – 5
Despreciable
5 – 10
Bajo
10 – 15
Regular
15 – 20
Buena
20 – 40
Excelente
(S. Muñoz, 2000)
Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser mayor que el volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximo valor teórico que puede alcanzar es 1. Muchas veces la porosidad es expresada como un porcentaje, esta cantidad resulta de multiplicar la ecuación 2.9 por 100. La porosidad de una roca puede ser clasificada de dos maneras:
Según su origen.
Según la comunicación de sus poros.
2.2.2.1 Según su origen De acuerdo a su origen, la porosidad puede ser clasificada en primaria o inter granular y secundaria o inducida.
Porosidad Primaria o Intergranular Es aquella que se origina durante el proceso de deposición de material que da origen a la roca. En general las rocas con porosidad primaria
20
presentan características más uniformes que aquellas que presentan parte de su porosidad secundaria o inducida.
Porosidad Secundaria Es aquella que se origina por algunos procesos naturales o artificiales posteriores al momento en el cual los sedimentos que dieron origen a la roca fueron depositados. Algunos procesos que dan origen a la porosidad secundaria de una roca son: la disolución, las fracturas y la dolomitización.
Disolución: Es un proceso mediante el cual se origina una reacción química entre los fluidos que saturan el medio poroso y la matriz de la roca. Este proceso origina una modificación en el volumen poroso del sistema y por ende en la porosidad.
Fracturas: Las fracturas también contribuyen a la generación de porosidad secundaria. Después de producirse la deposición de sedimentos y originarse la roca, esta se puede encontrar sometida a procesos geológicos de deformación originados por actividades tectónicas que pueden generar fisuras o desplazamiento de los granos que conforman la matriz de la roca. Estas fracturas originan un aumento en el volumen de espacios que pueden contener fluidos, lo que se traduce en un aumento en la porosidad.
Dolomitización: Es un proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita. La reacción química que permite visualizar el proceso de dolomitización se muestra en la ecuación 2.10:
21
[2.10]
El proceso de dolomitización ocurre cuando rocas carboníferas (constituidas por calizas) entran en contacto con agua (con alguna cantidad de magnesio disuelto), que circula a través del medio poroso. Al entrar en contacto el magnesio esta desplaza al calcio, y debido a que el magnesio es considerablemente más pequeño que el calcio, la roca generada, luego del desplazamiento puede presentar una porosidad mucho mayor. Es importante mencionar que la dolomita resultante de un proceso de dolomitización presentará generalmente una porosidad mayor a la caliza, donde se originó, sin embargo, desde el punto de vista teórico, si el proceso de dolomitización fuera total, es decir, el magnesio sustituyera completamente al calcio, la nueva roca podría presentar una porosidad menor a la de la roca original.
2.2.2.2 Según la comunicación de sus poros Debido a que el material cementante puede sellar algunos poros de la roca, aislándolos del resto del volumen poroso, los poros se pueden encontrar unidos entre sí, o aislados. Dependiendo de cómo sea la comunicación de estos poros, la porosidad se puede clasificar de la siguiente manera:
Porosidad Total o Absoluta Se define como la fracción del volumen total de la misma que no está ocupada por matriz. La Figura 2.7 muestra la distribución de poros en la roca.
22
Figura 2.7. Distribución de poros en la roca
Porosidad Interconectada o efectiva Se define como el volumen total de la roca que representa espacios que pueden contener fluidos y se encuentran comunicados entre sí.
Porosidad no Interconectada o no Efectiva Es aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que está conformada por los espacios que pueden contener fluidos pero no están comunicados entre sí. Como la sumatoria del volumen de los poros no interconectados más el volumen de los poros interconectados es igual al volumen total de los poros de la roca, entonces la porosidad absoluta o total del sistema es igual a la sumatoria de la porosidad efectiva más la porosidad no efectiva. La ecuación 2.11 muestra su expresión matemática.
23
[2.11]
Para nuestro estudio la porosidad de mayor importancia es la efectiva, debido a que esta representa el volumen de espacios de la roca que puede estar ocupado por fluidos movibles.
2.2.3 SATURACIÓN La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido. Su ecuación matemática está definida por:
[2.12]
Donde: S x :
Saturación de la fase X.
V x :
Volumen que ocupa la fase X.
V t:
Volumen poroso total de la roca.
La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1. Si consideramos un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, tenemos la siguiente expresión:
[2.13]
Donde: So:
Saturación de petróleo.
Sw : Saturación de agua. Sg :
Saturación de gas.
24
2.2.3.1 Saturaciones de Agua connata. La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que debido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento. Generalmente la saturación de agua connata se considera inmóvil; sin embargo, al inyectar agua en un yacimiento, la primera que se produce tiene composición diferente a la inyectada, lo que indica que el agua connata es desplazada por la inyectada. La determinación de la saturación inicial de agua se puede efectuar por tres diferentes métodos:
Núcleos tomados en pozos perforados.
Cálculos a partir de la presión capilar.
Cálculo a partir de registros elétricos.
La saturación de agua connata se correlaciona con la permeabilidad, con el área superficial y con el tamaño de los poros. A mayor área superficial y menor tamaño de partículas, mayor es la saturación de agua connata.
2.2.3.2 Saturación Residual de una Fase La saturación residual de una fase, generalmente expresada como S xr , donde x corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la saturación de dicha fase que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un proceso de desplazamiento.
25
2.2.3.3 Saturación Crítica de una Fase. La saturación crítica de una fase, generalmente expresada como S x, donde x corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la mínima saturación requerida para que una fase pueda moverse en el yacimiento, es decir, corresponde a la máxima saturación a la cual la permeabilidad relativa de dicha fase es cero.
2.2.3.4 Determinación de la Saturación en Formaciones Limpias. La determinación de la saturación de agua a partir de registros eléctricos en formaciones limpias con una porosidad inter granular homogénea está basada en la ecuación de saturación de Archie’s que se muestra a continuación.
[2.14]
Donde: R w: Resistividad del agua de formación. R t :
Resistividad verdadera de la formación.
F :
Factor de resistividad de la formación.
F es obtenido usualmente a partir de mediciones de porosidad mediante la
siguiente ecuación:
[2.15]
Donde: m: Factor de cementación. a:
Constante
26
2.2.4 TORTUOCIDAD Los poros interconectados de la roca que representan los canales de flujo de fluidos en el yacimiento no son tubos capilares rectos ni tampoco tienen pared lisa. Debido a la presencia de inter fases entre fluidos, que originan presiones capilares que afectan los procesos de desplazamiento, es necesario definir la tortuosidad como la medida de la desviación que presenta el sistema poroso real respecto a un sistema equivalente de tubos capilares. La tortuosidad se expresa en la ecuación 2.16:
[2.16]
Donde: Lr : Longitud real del trayecto del flujo. L:
Longitud de la muestra de roca.
De esta ecuación se puede apreciar que a medida que el medio poroso se asemeja a tubos capilares rectos, la tortuosidad del sistema se aproxima a 1. El menor valor de tortuosidad que se puede obtener es 1, el cual se obtiene cuando la longitud real del trayecto del flujo es igual a la longitud de la muestra de roca.
2.2.5 COMPRESIBILIDAD Un yacimiento a miles de pies bajo la tierra se encuentra sometido a una presión de sobrecarga originada por el peso de las formaciones suprayacentes. La presión de sobrecarga no es constante y depende de factores como la profundidad, naturaleza de la estructura, consolidación de la formación, tiempo geológico, entre otros. La profundidad de la formación es la consideración más importante, y un valor típico de presión de sobrecarga es aproximadamente 1/
27
psi por pie de profundidad. La Figura 2.8 muestra el efecto de compresibilidad de la roca
Figura 2.8. Efecto de compresibilidad de la roca. El peso de sobrecarga simplemente aplica una fuerza compresiva al yacimiento. La presión en el espacio poroso de la roca normalmente no se acerca a la presión de sobrecarga. Una presión de poro típica, comúnmente referida como la presión del yacimiento, es aproximadamente 0.5 a 1/psi por pie de profundidad, asumiendo que el yacimiento es suficientemente consolidado así la presión de sobrecarga no se transmite a los fluidos en el espacio poroso. La diferencia de presión entre la presión de sobrecarga y la presión interna de poro es referida como la presión de sobrecarga efectiva. Durante operaciones de reducción de presión, la presión interna del poro decrece, por lo tanto, la presión de sobrecarga efectiva aumenta. Este incremento origina los siguientes efectos:
Reducción del volumen de la roca.
28
Aumento del volumen de los granos.
Estos dos cambios en el volumen tienden a reducir el espacio poroso, y por lo tanto, la porosidad de la roca. La compresibilidad generalmente decrece con incrementos en la porosidad y en la presión de sobrecarga efectiva. La compresibilidad de cualquier material (solido, líquido o gaseoso) en un intervalo de presión dado y a una temperatura fija se define como el cambio de volumen por unidad de volumen inicial causado por una variación de presión, la cual se describe en la ecuación 2.17.
[2.17]
Como el término (∂V/∂P) T es negativo, se antepone el signo menos en la
ecuación 2.17 para que la compresibilidad sea positiva. Existen dos tipos diferentes de compresibilidad que pueden ser distinguidas en una roca, estas son:
2.2.5.1 Compresibilidad de la Matriz de la Roca (Cr ) Se define como el cambio fraccional en el volumen del material sólido y la roca (granos) por unidad de cambio en la presión. Matemáticamente, el coeficiente de compresibilidad de la roca está dada por la ecuación 2.18:
[2.18]
El subíndice T indica que la derivada es tomada a temperatura constante.
29
2.2.5.2 Compresibilidad de los Poros (Cp) El coeficiente de compresibilidad del poro se define como el cambio fraccional en el volumen poroso de la roca por unidad de cambio en la presión y esta dado por la ecuación 2.19:
[2.19]
La ecuación (2.19) puede ser escrita en términos de porosidad de la siguiente forma:
[2.20]
Para la mayoría de los yacimientos de petróleo, la compresibilidad de la matriz es considerada pequeña en comparación con la compresibilidad de los poros. La compresibilidad de la formación es un término usado comúnmente para describir la compresibilidad total de la formación y es igual a la compresibilidad del volumen poroso. Aunque la reducción del volumen poroso originado por cambios en la presión e s pequeña, esta se convierte en un factor importante que contribuye a la producción de fluidos en yacimientos sub saturados. Debe señalarse que la compresibilidad total de un yacimiento C t, está definida en la ecuación 2.21
[2.21]
Donde: So, Sw , Sg :
Saturación de petróleo, agua y gas respectivamente.
C o, C w, C g:
Compresibilidad del petróleo, agua y gas respectivamente.
C f :
Compresibilidad de la formación.
30
2.2.5.3 Valores Promedio de Compresibilidad. De acuerdo a estudios de laboratorio se presentan valores promedios de compresibilidad de la formación (Cf). La tabla 2.2 muestra estos valores.
Tabla 2.3. Valores promedios de compresibilidad Arena consolidada
4 – 5 x10-6 lpc-1
Calizas
5 – 6 x10-6 lpc-1
Arenas semi consolidadas
2,0 x10-6 lpc-1
Arenas no consolidadas
30 x10-5 lpc-1
Arenas altamente no consolidadas
100 x10-5 lpc-1
(A. Da Silva, 2000)
2.2.6 DEFORMACIONES ELÁSTICAS E INELÁSTICAS Es el esfuerzo efectivo al cual se encuentra sometida una roca en el yacimiento. Esta deformación aumenta a medida que se producen los fluidos del yacimiento y disminuye la presión, debido a que la presión de sobrecarga permanece constante. En la Figura 2.9 se muestra una curva típica de la variación de porosidad con el esfuerzo efectivo. En esta gráfica se observan las siguientes regiones:
31
2.2.6.1 Región Elástica. Se observa una pequeña reducción en la porosidad a medida que aumenta el esfuerzo. La roca se comporta elásticamente, de tal manera que al eliminar el esfuerzo, la porosidad regresa a su valor inicial.
2.2.6.2 Región de Colapso de Poros. A elevadas tensiones, los poros y los granos sufren un colapso caracterizado por una reducción drástica de la porosidad. La roca se comporta de forma inelástica, de tal manera que al eliminar el esfuerzo, la porosidad adquiere un valor menor que el inicial. A este fenómeno se le llama histéresis y se debe a la deformación permanente de la matriz de la roca.
2.2.6.3 Región Compactada. A muy elevadas tensiones, el colapso de los poros y los granos es total, y ocurre una redistribución de los granos, lo cual produce una disminución en la porosidad, que permanece aproximadamente constante con el incremento del esfuerzo.
Figura 2.9. Curva de variación de la Porosidad VS Esfuerzo.
32
En la Figura 2.10 se puede apreciar los diferentes tipos de efectos aplicados a las rocas según su composición natural.
Figura 2.10. Diferentes efectos (Carga vs Deformación )
2.2.7 HETEROGENEIDAD Los yacimientos son cuerpos originados durante largos procesos geológicos donde actúan diversos ambientes depositacionales tanto en tiempo como en espacio. Como resultado de subsecuentes reorganizaciones físicas y químicas, como compactación, solución, dolomitización y cementación, las características del yacimiento son variables. Así la heterogeneidad de un yacimiento depende en gran medida de los ambientes depositacionales y eventos subsecuentes. Las características geológicas de las rocas que conforman los yacimientos son variables y presentan variaciones laterales y verticales. Estas variaciones pueden ocurrir a grandes distancias, o incluso a distancias muy cercanas.
33
La heterogeneidad de un yacimiento puede ser definida como la variación de las propiedades del yacimiento en función del espacio. Idealmente, si el yacimiento es homogéneo, la medición de propiedades en cualquier ubicación describe completamente la distribución de dicha propiedad en todo el yacimiento. La descripción de yacimientos homogéneos es bastante simple. Si el yacimiento es heterogéneo, las propiedades del yacimiento varían en función de la localización espacial. Estas propiedades pueden incluir permeabilidad, porosidad, espesor, saturación, fallas, fracturas, entre otros. Para una descripción apropiada de un yacimiento, es necesario predecir la variación de estas propiedades como función de localizaciones espaciales. Esencialmente existen dos tipos de heterogeneidades: vertical y areal. Los métodos geo estadísticos son muy usados en la industria petrolera para describir cuantitativamente los dos tipos de heterogeneidades del yacimiento.
2.2.8 MOJABILIDAD Es la capacidad que tiene un líquido de extenderse y dejar una traza sobre un sólido. Depende de las interacciones intermoleculares entre las moléculas superficiales de ambas sustancias. Se puede determinar a partir del ángulo que el líquido forma en la superficie de contacto con el sólido, denominado ángulo de contacto; a menor ángulo de contacto, mayor mojabilidad. La mojabilidad está relacionada con otros efectos, como la capilaridad. Independientemente del valor de la mojabilidad, cualquier líquido sobre una superficie sólida forma un casquete esférico. Algunas sustancias disueltas en el agua pueden modificar su tensión superficial y por tanto su mojabilidad. La mojabilidad depende de las fuerzas intermoleculares de los materiales en contacto; las fuerzas adhesivas entre el líquido y el sólido provocan que el líquido se extienda por la superficie, mientras que las fuerzas cohesivas del líquido hacen que éste se agrande y tienda a evitarla. 34
El ángulo de contacto θ es el ángulo que forma el líquido respecto a la superficie de contacto con el sólido, y está determinado por la resultante de las fuerzas adhesivas y cohesivas. Como la tendencia de una gota a expandirse en una superficie plana aumenta con la disminución del ángulo de contacto, este ángulo proporciona una medida de la inversa de la mojabilidad. Un ángulo de contacto pequeño (< 90°) indica que la mojabilidad es muy alta, y el fluido se extenderá sobre la superficie; ángulos de contacto grandes (> 90°) significan que la mojabilidad es baja y el fluido disminuirá el contacto con la superficie, formando una gota compacta. En la Figura 2.11 se puede apreciar el ángulo de contacto.
Figura 2.11. Ángulo de mojabilidad de la roca. En el caso del agua, una superficie en la cual la mojabilidad sea alta se denomina hidrofílica, y en caso contrario hidrofóbica. Las superficies superhidrofóbicas
presentan
ángulos
de
contacto
mayores
a
150°,
produciéndose un escaso contacto entre la gota líquida y la superficie. Este fenómeno se denomina efecto lotus. Para líquidos distintos al agua, se utiliza el término liófilo para designar a la condición de ángulo de contacto pequeño, y liófobo para ángulos de contacto
35
grandes. De modo similar, se utilizan los términos onmifóbico y onmifílico para líquidos polares y apolares, respectivamente.
Tabla 2.4. Ángulos de contacto y sus interacciones
ÁNGULO DE
GRADO DE
CONTACTO
MOJABILIDAD
FUERZAS INTERMOLECULARES S/L
L/L
INTERACCIONES
INTERACCIONES
Fuerte
Débil
Fuerte
Fuerte
Débil
Débil
Ɵ=0
Perfecta
0< Ɵ<90o
Alta
90o≤ Ɵ<180o
Baja
Débil
Fuerte
Ɵ = 180o
Nula
Débil
Fuerte
(Halliburton, 2012)
En la Figura 2.12 se puede apreciar el tipo de mojabilidad con respecto a una superficie. Así el fluido A posee una mojabilidad muy pequeña y un ángulo de contacto muy grande (angulo obtuso), mientras que la mojabilidad de C es muy grande y su angulo de contacto muy pequeño (ángulo agudo).
Figura 2.12 Tipos de mojabilidad con respecto a una superficie.
36
2.2.8.1 Tipos de Superficie. Existen dos tipos principales de superficies sólidas con las que los líquidos pueden interactuar. Tradicionalmente se han dividido en superficies sólidas de alta y de baja energía. Sólidos como los metales, los vidrios y las cerámicas, se conocen como “sólidos duros” porque sus enlaces químicos son muy fuertes. Por tanto, es necesaria una gran cantidad de energía para romper dichos sólidos; se les denomina superficies d e “alta energía”. La mayoría de los líquidos moleculares presentan mojabilidad completa al estar en contacto con este tipo de superficies. Por otro lado, entre las superficies de “baja energía” se encuentran los cristales
moleculares débiles, como los fluorocarbonos y los hidrocarbonos, en los que las moléculas se encuentran unidas esencialmente por las interacciones entre las mismas, ya sea mediante puentes de hidrógeno o fuerzas de Van der Waals que no son más que fuerzas atractivas o repulsivas entre moléculas. En este caso, la mojabilidad dependerá del tipo de líquido escogido, pudiendo ser parcial o completa.
2.2.8.2 Mojabilidad en Superficies de Baja Energía. Las superficies de baja energía interaccionan con los líquidos principalmente a través de las fuerzas de dispersión (fuerzas de Van der Waals), Zisman observó que: El coseno del ángulo de contacto (cos θ) aumenta linealmente a medida que la tensión superficial del líquido (γlv) disminuye. El determinó estos valores para varios líquidos orgánicos. La mojabilidad es mayor cuanto menor sea θ, y por tanto cuanto más elevado sea γ lv.
37
Se define la tensión superficial crítica (γc) como la tensión superficial necesaria para que la mojabilidad sea nula o 90 grados (cos Ɵ = 1). Este término es un parámetro importante porque depende solamente de las características del sólido.
[2.22]
Dónde: Ɵ
:
Ángulo de contacto
γ c:
Tensión superficial crítica
γ lv :
Tensión superficial del líquido
Conociendo la tensión superficial crítica de un sólido, es posible predecir la mojabilidad que tendrá una superficie: La mojabilidad de una superficie está determinada por los grupos químicos de la parte externa del sólido. Las diferencias en la mojabilidad entre superficies que poseen estructuras similares se deben al distinto empaquetamiento de los átomos. Por ejemplo, el empaquetamiento de una superficie que posea cadenas ramificadas será peor que una que posea cadenas lineales. La mojabilidad de una superficie puede ser modelada mediante el efecto piro eléctrico.
2.2.9 CAPILARIDAD La capilaridad es una propiedad de los líquidos que depende de su tensión superficial la cual, a su vez, depende de la cohesión o fuerza intermolecular del líquido y que le confiere la capacidad de subir o bajar por un tubo capilar. Cuando un líquido sube por un tubo capilar, es debido a que la fuerza intermolecular o cohesión intermolecular entre sus moléculas es menor que la adhesión del líquido con el material del tubo; es decir, es un líquido que moja.
38
El líquido sigue subiendo hasta que la tensión superficial es equilibrada por el peso del líquido que llena el tubo. Éste es el caso del agua, y esta propiedad es la que regula parcialmente su ascenso dentro de tubos de diámetro muy pequeño, sin gastar energía para vencer la gravedad. Sin embargo, cuando la cohesión entre las moléculas de un líquido es más potente que la adhesión al capilar, como el caso del mercurio, la tensión superficial hace que el líquido descienda a un nivel inferior. La presión capilar es descrita en la ecuación 2.23.
[2.23]
Dónde: P c :
Presión Capilar
σ:
Tensión Superficial
Ɵ :
Ángulo de la Superficie
r:
Radio
39
CAPÍTULO III
CAPÍTULO III
3. MODIFICADORES DE PERMEABILIDAD RELATIVA (RPM) Son sistemas de polímeros de carácter hidrofílico solubles en agua. Estos polímeros una vez hidratados, producen largas cadenas que se adhieren a la roca ocupando parte del volumen poroso disponible al flujo, y debido a su carácter hidrofílico, tienden a tener mayor preferencia hacia al agua que al petróleo y por tanto ejercerán sobre el agua una resistencia adicional al flujo, sin afectar significativamente el flujo de aceite. Como se puede observar en la Figura 3.1, en un medio de preferencia humectante al agua, una película de aceite fluye por el medio de los canales sin tener ningún tipo de contacto con la superficie mineral. Por otro lado, el agua fluye por las zonas cercanas a la pared del poro, estando en contacto permanente con el RPM que fue anteriormente adsorbido por la roca, de esta forma se asegura que el tratamiento de carácter hidrofílico ejerza una fuerza de resistencia adicional al flujo de agua a través del medio poroso sin afectar de sobremanera el patrón de flujo que el aceite ejerce desde el yacimiento hasta el fondo del pozo desde las zonas no alcanzadas por el tratamiento. Los polímeros que se usan para este tipo de soluciones incluyen polímeros de alto peso molecular como las poliacrilamidas convencionales; sin embargo, limitaciones en las condiciones de aplicación como altas temperaturas, altas tasas de flujo, alta heterogeneidad de las formaciones y poca tolerancia a ambientes salinos han llevado al uso de polímeros más resistentes a la degradación como son las poliacrilamidas catiónicas (CAT) y las poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas (HPAM). Estos sistemas químicos una vez aplicados 39
y adsorbidos por la formación llegan a incrementar la resistencia al flujo del medio hacia al agua entre 5 y 10 veces y hacia al aceite en factores menores que 2. Esta modificación en la resistencia al flujo se puede caracterizar mediante la definición de un factor denominado factor de resistencia residual (RRF), el cual determina en última instancia la efectividad del tratamiento.
Figura 3.1. Película de polímero en el medio poroso (Halliburton, 2004)
3.1 CONCEPTO Se puede definir como un fluido que cuando es inyectado a la zona de interés en el yacimiento reducirá potencialmente la permeabilidad relativa al agua sin afectar la permeabilidad del petróleo. 40
Esto implica que hay un desplazamiento de las curvas de
permeabilidad
relativa, de forma que cuando es alcanzada la saturación de petróleo residual en la matriz de la roca la Kw/Ko es más baja.
3.2 VENTAJAS Existen varias ventajas cuando se utiliza o se aplica dentro de un yacimiento algún tipo de polímero que realiza el trabajo de modificante de permeabilidad relativa entre los cuales puedo mencionar:
Reacciona con la superficie de la roca.
Altera la permeabilidad relativa.
Aumenta la producción.
No es un sellante de la porosidad.
No es necesario aislar la zona productora.
Controla la perdida de circulación.
Cero daño a la formación.
Cero obstrucciones, partículas sólidas dispersas, ni crosslinkers.
No requiere tratamientos de limpieza y remoción posterior.
Reduce tiempos de taladro .
En la Figura 3.2 se muestra las curvas de permeabilidad relativa antes y después del tratamiento. Se puede observar que en la primera fase el petróleo fluye en menor proporción que el agua, esto debido a factores como la depletación del yacimiento, conificación del mismo, entre otros. Por otra parte, el la segunda fase se puede apreciar la producción de hidrocarburos después del tratamiento, generando un tapón hacia el agua y dejando que el petróleo fluya hacia el pozo.
41
Figura 3.2. Curvas de permeabilidad relativa (Halliburton, 2004) .
3.3 APLICACIONES Son varias las aplicaciones que se pueden obtener con la utilización de estos compuestos químicos en el yacimiento debido a
conificación de agua,
canalizaciones laterales de agua, empuje hidráulico de agua, perdidas de circulación, entre otros. Básicamente se pueden mencionar:
Control de agua
Control de pozo. 42
3.3.1 CONTROL DE AGUA Proceso que aplica tecnologías especificas a un pozo o yacimiento con el objetivo de controlar la producción no deseada de agua o gas para mejorar la eficiencia de recuperación y ganancias de la operadora. Entre estas están:
3.3.1.1 Inyección de Polímeros Se utiliza un químico clasificado como Reductor de Permeabilidad Relativa (RPM), el cual disminuye el flujo de agua materializando la separación de dicha agua en el yacimiento, dando como resultando un incremento en la producción de petróleo. El polímero trabaja por absorción en la superficie de la roca, reduciendo la permeabilidad al agua de 7 a 10 veces más que al hidrocarburo. La inyección de polímeros conduce a una mejoría en la relación de movilidad agua/petróleo. Con este tratamiento se mejora la eficiencia de barrido de petróleo afectando solo la producción de agua. Se inyecta el tratamiento a la formación sin la necesidad de aislar la zona productora y depende básicamente de:
Litología
Humectabilidad
Composición del tratamiento
Compatibilidad de los fluidos de formación con el polímero
Permeabilidad
Porosidad
Tamaño de poro de la roca.
La Figura 3.3. corresponde a una serie de polímeros asociados, los cuales se adsorben a través de su radical hidrofílico a las paredes del canal poral; el polímero crece dentro del canal poral a través de interacción de sus radicales 43
oleofílicos, quedando al final los radicales hidrofílicos en contacto con el fluido que fluye por los poros. Para el caso de la zona productora de petróleo (donde se tiene petróleo móvil y agua irreducible), el polímero se retrae desde que los radicales hidrofílicos se repelen con el hidrocarburo móvil, permitiendo el flujo sin obstáculos del mismo.
Figura 3.3. Efecto de adsorción del polímero. (Halliburton, 2000) En el caso de zonas productoras de agua (agua móvil y petróleo residual), el polímero interactúa con el agua a través de sus radicales hidrofílicos, disminuyendo su movilidad. En el caso de divergencia, el polímero actúa de la misma manera, es adsorbido en la capa de agua irreducible impidiendo o dificultando el pasaje de agua móvil. Son varias las razones por las cuales se inyecta un polímero para el control de agua de formación entre las cuales están: 44
Conificación La conificación se presenta en pozos verticales, donde existe un contacto agua / petróleo cerca a la zona cañoneada, en un reservorio cuya permeabilidad vertical es relativamente alta. La conificación del fluido en pozos verticales y la formación de cúspide (cresta) del fluido en pozos horizontales, resultan de la reducción brusca de presión cerca de la completación del pozo. Esta reducción de presión drena agua o gas desde una zona adyacente conectada hacia la completación. Eventualmente, el agua o el gas pueden ingresar a la sección perforada, reemplazando toda o parte de la producción de hidrocarburo. La tasa de producción de agua podría reducirse utilizando métodos de control como son la inyección de polímeros, pero si la producción de petróleo es demasiada baja, el tratamiento que se aplique para detener la conificación debería aportar con al menos el doble de la producción de petróleo para decir que el tratamiento es económicamente exitoso. En las Figuras 3.4. y 3.5. se presentan ejemplos de conificación; una realizada en pruebas de laboratorio y otra a condiciones de reservorio.
Figura 3.4. Conificación de agua realizada en laboratorio. (Halliburton, 2009)
45
Figura 3.5. Conificación y Cresta (Halliburton, 2004) El problema de conificación ocurre en virtud a la permeabilidad vertical y al exceso de producción que causa que el gradiente de presión sea mayor que la fuerza gravitatoria. En la Figura 3.6 se muestra este tipo de problema al producir hidrocarburos.
Figura 3.6. Conificación de agua. (Halliburton, 2004) 46
Esto se debe a que la caída de presión que causa el flujo o producción de agua es mayor que la fuerza gravitacional y lo podemos afirmar mediante la ecuación 3.1.
[3.1]
Donde: PWOC:
Presión en el contacto agua petróleo, (psia).
Pwf:
Presión de fondo fluyente, (psia).
Y w:
Gravedad específica del agua.
Y o:
Gravedad específica del aceite.
H :
Distancia del fondo del pozo al contacto agua petróleo.
La ecuación 3.1 no habla de tiempo. Sin embargo, expresa que a cualquier
tiempo
esta
inigualdad
se
satisface
ocurriendo
instantáneamente la conificación. También cuando la inigualdad no se satisface no habrá conificación puesto que la presión de fondo fluyente es controlable mediante la regulación de la rata de flujo. Luego, la conificación es controlable. Se prefiere manejar volúmenes de agua, es decir, tratar de no frenar la conificación, pues resulta antieconómico, pero cuando la producción de hidrocarburos con alto presencia de BSW se vuelve no rentable se requiere disminuir el agua de formación sin afectar la producción, para esto se procede a la inyección de polímeros los cuales van a actuar a través de la permeabilidad relativa del agua, formando una capa entre el poro de la roca y el agua, dejando el paso abierto al hidrocarburo. De esta manera con un trabamiento rentable podemos aumentar la producción bajando el porcentaje de agua de formación.
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Canalización La existencia de fallas en la cementación primaria, puede provocar que se conecten zonas acuíferas con zonas de pago a través de canales de agua. Estos canales permiten que el agua fluya por detrás del casing e invada el espacio anular. Una causa secundaria es la creación de un “vacío” detrás del casing cuando se produce arena.
El flujo de agua se puede detectar mediante los registros eléctricos basados en la activación de oxígeno, como por ejemplo el WFL (Water Flow Logs). La Figura 3.7 muestra lo que puede ocurrir en el pozo.
Figura 3.7. Canal de agua detrás del casing. (Halliburton, 2004) La solución principal es el uso de fluidos de cierre, como por ejemplo la cementación forzada de alta resistencia con cementos micro finos, dependiendo de las características del yacimiento, la aplicación de
48
polímeros (fluidos de resina) conocidos como geles cuyo trabajo es detener el flujo en el anular. La ubicación generalmente se realiza con la correlación de registros eléctricos del pozo. En la Figura 3.8 se muestra este tipo de problema.
Figura 3.8. Flujo canalizado detrás del casing. (Halliburton, 2004) La aplicación de polímeros, geles o RPM depende de las características del yacimiento, su petrofísica, las condiciones del pozo, el requerimiento y objetivo del cliente. Conociendo estos parámetros se puede llegar a la
49
solución del problema y así satisfacer las necesidades. Es por eso que se debe verificar si la canalización se encuentra en una zona productora o fue originada
por presencia de gas o acuíferos durante la
cementación. Así escogeremos la mejor opción de inyección de fluidos de control según el maletín de productos de disponible para cada caso.
Empuje Hidráulico (movimiento del contacto agua – petróleo). Si un contacto uniforme agua-petróleo asciende hacia la zona cañoneada de un pozo durante la producción normal por empuje de un acuífero, puede provocar una producción indeseada de agua. Esto ocurre en cualquier parte donde la permeabilidad vertical sea muy baja. Este problema se presenta en yacimientos donde el área de flujo es demasiado grande. Por tanto, el contacto agua-petróleo asciende lentamente debido a que la permeabilidad vertical es menor que 0,01mD. Los diagnósticos no se basan solamente en el conocimiento de la entrada de agua en el fondo del pozo sino en otros problemas que también pueden provocar este mismo fenómeno. Para pozos verticales este problema se puede solucionar fácilmente realizando cementaciones con sistemas mecánicos, tales como tapones de cemento o tapones químicos bombeados desde superficie con una bomba de desplazamiento positivo y una línea de alta presión, bloqueando de esta manera la entrada de agua hacia la tubería de producción en el fondo del pozo. Es necesario realizar un segundo tratamiento si el contacto aguapetróleo (CAP) se mueve significativamente sobrepasando el tope del tapón. La Figura 3.9 muestra como el CAP alcanzó una parte del intervalo cañoneado.
50
En ese caso se puede inyectar otro tipo de tratamiento RPM, controlando así la producción de agua y dejando fluir el hidrocarburo ya que estos tipos de tratamientos no modifican la estructura química del petróleo.
Figura 3.9. Movimiento del contacto agua – petróleo. (Halliburton, 2004) En la Figura 3.10 podemos observar dos tipos de empuje hidráulico que tenemos en fondo de pozo. El primero es un empuje lateral el cual lo obtenemos cuando el agua empuja lateralmente al hidrocarburo por toda la sección del anticlinal obligándolo a salir del yacimiento hacia el pozo en producción. El segundo empuje es llamado de fondo el mismo que 51
ejerce presión en toda el área del hidrocarburo depletandolo y cambiando su contacto agua / petróleo conforme sea producido. En este empuje la producción de agua se incrementara ya que ocupara el lugar del petróleo cuando quede un espacio vacío pudiendo llegar hasta los perforados antes que se deplete el hidrocarburo. Para evitar la producción de agua mediante este tipo de empuje se puede proponer la inyección de polímeros RPM los cuales al ingresar por los poros de la roca en el yacimiento actuaran sobre el agua
de
formación, creando una capa sobre ella, restringiendo el flujo de la misma y aumentando la producción de petróleo.
Figura 3.10 Empuje lateral y de fondo de agua en yacimientos. (Halliburton, 2004)
52
3.3.2 CONTROL DE POZO Con ligeras modificaciones el polímero RPM se usa en otra clase de servicio, para evitar pérdida de fluido de completación / perforación en zonas de baja presión. En Ecuador se utiliza exitosamente en operaciones de workover, para cambios de bombas, evitando la pérdida de fluido de completación o control de pozo hacia la formación, disminuyendo el peligro potencial de daño.
3.3.2.1 Pérdidas de Circulación. Para problemas de pérdida de circulación en pozos, se utiliza un polímero que actúa como divergente y como modificador de permeabilidad relativa al agua, sin afectar la permeabilidad relativa al crudo, el cual es bombeado al pozo para controlar la perdida de fluido de matado a la formación, y de esta manera evitar el daño que produce los fluidos de completación. El fluido se puede dosificar con cloruro de potasio para evitar el hinchamiento de las arcillas, antiespumante para prevenir la formación de espumas y surfactante para evitar la formación de emulsiones. En la Figura 3.11 se puede observar el proceso de circulación sin perdidas en el pozo, que se lo realiza en diferentes etapas de la completación y trabajos de reacondicionamiento. Cuando la circulación se pierde por efecto de canales o derrumbes, se procede a la inyección de polímeros, los cuales son preparados y bombeados hacia la formación desde superficie por unidades de estimulación. Estos polímeros actúan como un tapón químico temporal, restringiendo el paso de fluido de control hacia el yacimiento y retomando el control de circulación del pozo. En la Figura 3.12 se observa las pérdidas de fluido de matado hacia la formación, y el control que se implementa bombeando el polímero con la unidad de estimulación. 53
Figura 3.11. Circulación de fluido de completación en pozo con work over.
54
Figura 3.12. Perdida de circulación y bombeo de fluido de control hacia el pozo
55
Este polímero es un fluido limpio y libre de sólidos, lo que lo hace ideal para ser usado en casos de pérdidas de circulación en pozos horizontales, cuando el pozo va a ser completado con rejillas. Otra ventaja de este sistema es que no es necesaria la remoción del polímero para poner el pozo en producción, ahorrando tiempo y dinero a la compañía operadora del campo.
3.3.2.2 Tratamientos Ácidos. Los tratamientos de estimulación ácida son muy importantes dentro de la vida productiva del yacimiento. Estos actúan como lavadores entre los poros de la formación, limpiando el exceso de parafinas y sedimentos en el espacio poral de la roca. También se usan para limpieza de bombas electro sumergibles y como tratamiento anti escala. Otra función de los RPM es la utilización de estos polímeros en el proceso de acidificación. El procedimiento es inyectar el químico RPM en la formación y posteriormente el ácido, así después de actuar el polímero en la roca
y
sellando el paso del agua se procede a estimular, mejorando así la capacidad de drenado de hidrocarburos sin que afecte al RPM antes inyectado. En la Figura 3.13 se observa el posicionamiento del polímero y del ácido en el yacimiento luego de ser inyectado y el incremento de la producción de petróleo que genera. Los primeros cuadros muestran la inyección de acido convencionalmente generando una buena estimulación aumentando la producción de fluidos (agua / petróleo), mientras que los cuadros siguientes muestran el tratamiento ácido trabajando con el polímero RPM reduciendo la producción de agua.
56
Figura 3.13 Posicionamiento del polímero y el ácido.
3.4 TRATAMIENTOS PARA EL CAMBIO DE HUMECTABILIDAD DE LA ROCA. Los tratamientos de cambio de humectabilidad de la roca se los realiza previo a un estudio en laboratorio; se analizan las propiedades del yacimiento
57
involucrado y mediante procedimientos de inyección de químicos tales como, solventes mutuales, surfactantes, entre otros, se verifica si los cambios efectuados en su humectabilidad son favorables para la implementación de polímeros.
3.4.1 SOLVENTES MUTUALES Los solventes mutuales son principalmente usados durante operaciones de acidificación y cambio de humectabilidad de la roca, en formaciones con presencia de silicatos; para ayudar a reducir o prevenir la adsorción de surfactantes de tratamientos químicos a la formación. Para tratamientos ácidos en areniscas, los solventes mutuales deben estar presenten en la pre mezcla con HCl y bombeado a la cabeza de la etapa ácida. Debido a que este solvente reduce la adsorción de surfactantes a la formación, este provee beneficios adicionales tales como:
3.4.1.1 Humectación por Agua. Combinado con surfactantes aniónicos, el Solvente Mutual humecta por agua formaciones compuestas por areniscas. Cuando se combina con surfactantes catióticos, los solventes mutuales reducen las tendencias de humectabilidad de la roca por aceite y mejora las condiciones de humectabilidad de la formación, previniendo la mojabilidad por aceite debido a la estabilización de emulsiones.
3.4.1.2 Prevención de Emulsiones. Ayuda a mantener la compatibilidad de la superficie de los fluidos; incluso dentro de la formación, las emulsiones son minimizadas. Adicionalmente, los solventes
mutuales
no
tienen
ninguna
propiedad
emulsificante
con
hidrocarburos. 58
3.4.1.3 Limpieza de Formaciones. El solvente limpia la formación y reduce la saturación de agua alrededor del mismo, aumentando así la permeabilidad de la formación a dyacente al pozo. El solvente mutual también mejora la limpieza en pozos de gas. Cuando los surfactantes son adsorbidos por la formación, el ácido que penetra profundamente en la formación genera una alta tensión interfacial, haciendo los fluidos difíciles de remover. Un pre lavado con solvente mutual puede prevenir este fenómeno.
3.4.2 SURFACTANTES. Los surfactantes son químicos que rompen la tensión interfacial entre fluidos, evitan la formación de emulsiones y reducen las fuerzas capilares que atrapan el crudo en los poros de la formación. Se caracterizan por desplazar la mayoría del crudo del volumen contactado del yacimiento. La estructura de un surfactante se divide en 2 partes, la cabeza soluble en agua y la cola soluble en aceite, como se muestra en la Figura 3.14
Figura 3.14. Estructura de un surfactante. (Halliburton, 2005) Se utilizan varios aditivos con el surfactante para protegerlo contra las sales minerales del agua de formación; por la precipitación o secuestro de los
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cationes divalentes. Los aditivos más populares son amonio, carbonato de sodio y trifosfato de sodio. Los surfactantes más empleados a nivel de campo son sulfonatos de petróleo o sintéticos, los cuales pueden ser empleados en un amplio intervalo de temperaturas a bajas salinidades. Por lo general se emplean sulfatos oxialquilados y sulfonatos en combinación con sulfonatos de petróleo. Los sulfonatos de petróleo con peso molecular del orden de 430-460 daltons (para sales de sodio) producen tensiones ultrabajas con muchos crudos; sin embargo no son muy solubles en agua, lo que indica que pueden salir de la fase acuosa si disponen de otro sitio favorable o si están sometido a un cambio notable. Un surfactante no debe ser ni demasiado hidrofílico ni demasiado lípofílico, para producir una tensión interfacial ultra baja. Existen 4 clases de surfactantes los cuales son:
3.4.2.1 Surfactantes Anionicos Son moléculas orgánicas que al ionizarse forman una carga negativa, como se muestra en la Figura 3.15
Figura 3.15. Surfactante Anionico (Halliburton, 2005)
60
3.4.2.2 Surfactantes Cationicos. Son moléculas orgánicas que al ionizarse forman una carga positiva, como se muestra en la Figura 3.16.
Figura 3.16. Surfactante Cationico (Halliburton, 2005)
3.4.2.3 Surfactantes Nonionicos. Son moléculas orgánicas que no se ionizan y por lo tanto permanecen sin carga, como se muestra en la Figura 3.17
Figura 3.17. Surfactante Nonionico (Halliburton, 2005)
61
3.4.2.4 Surfactantes Amphotericos Son moléculas orgánicas que pueden tener carga negativa, positiva o sin carga, dependiendo del pH del fluido, como se muestra en la Figura 3.18
Figura 3.18. Surfactante Amphoterico (Halliburton, 2005) Los surfactantes están compuestos por grupos solubles en aceite y grupos solubles en agua. La mayoría de formaciones son naturalmente humectadas por agua y producen de mejor forma cuando permanecen humectadas por agua. Se necesita usar el correcto tipo de surfactante para mantener humectada la formación por agua.
3.4.3 PROCESO DE INYECCIÓN DE SURFACTANTES El proceso de inyección de surfactantes hacia la formación lleva los siguientes pasos:
3.4.3.1. Adsorción. La adsorción del surfactante sobre la roca del yacimiento puede alcanzar valores tan altos que tornan el proceso antieconómico. Por esta razón se controla la adsorción combinándolos con solventes mutuales.
62
3.4.3.2. Precipitación y Retención El surfactante puede también encontrar un ambiente físico-químico inadecuado, por ejemplo en el caso de sulfonatos, iones divalentes disueltos de las arcillas. Se sabe que los sulfonatos de calcio o de magnesio son insolubles en agua y que por lo tanto precipitan; a veces pueden incluso migrar a la fase aceite y perder su capacidad de producir tensiones ultra bajas.
3.4.3.3. Fraccionamiento. Los surfactantes utilizados en RPM tienen que ser poco costosos, para que el tratamiento sea rentable; en general son sulfonatos de petróleo, que contienen una amplia distribución de pesos moleculares. Tales mezclas pueden fraccionarse entre el agua y el aceite, con las especies de mayor peso molecular. Como consecuencia la mezcla de surfactantes que queda en la fase agua posee un peso molecular cada vez más bajo. Esto resulta en un cambio en la formulación y como resultado se pierden las condiciones físico - químicas para una formulación óptima. Para prevenir esto, se combinan con solventes mutuales, los cuales reducen la adsorción y previenen el fraccionamiento del compuesto.
3.4.4.4 Efecto Cromatográfico. La mezcla de surfactante puede también fraccionarse en el proceso de adsorción sobre la roca. Como el fluido se desplaza, esto significa que se empobrece poco a poco en especies más adsorbidas, es decir las de mayor peso molecular. El proceso es esencialmente semejante a una separación cromatográfica.
63
En la Figura 3.19 se puede observar el cambio de mojabilidad de la roca mediante la inyección de químicos.
Figura 3.19. Cambio de mojabilidad de la roca mediante inyección de químicos. (Halliburton, 2005)
64
CAPÍTULO IV
CAPÍTULO IV
4. PRUEBAS DE LABORATORIO En este capítulo se desarrollara un análisis de los núcleos de diferentes zonas utilizados para evaluar el funcionamiento de los químicos RPM, exponiéndolos luego de su trabamiento a diferentes tipos de fluidos y verificando mediante curvas de retorno de permeabilidad relativa el aporte productivo que generara dicha muestra. Con esto se obtendrán mejores aproximaciones a la estimación de la confiabilidad de esta tecnología en medios porosos, y se alcanzaran conclusiones que permitirán situar el análisis hacia la solución del problema a tratar.
4.1 PROCEDIMIENTO EN LABORATORIO Las pruebas de laboratorio se realizan en un porta núcleos, en el cual se puede simular el flujo de fluidos a través de un medio poroso. También permite cuantificar las propiedades petrofísicas del medio, mediante el seguimiento de la presión y los volúmenes de fluidos presentes en la muestra. El esquema de laboratorio se aprecia en la Figura 4.1. La longitud de los núcleos es de aproximadamente 7cm y 3.8 cm de diámetro. Agua de mar sintética es utilizada como salmuera dentro de la fase acuosa del tratamiento,
2(NaCl 7.0463gr/lt, CaCl2(2H2O) 5.869gr/lt, MgCl2 (6H2O)
1.3614gr/lt). En la fase aceite se utiliza una muestra de crudo la cual se la obtiene del pozo a tratar o de acuerdo al grado API que produce. Los fluidos y el tratamiento se someten a un proceso de desaireación al vacío, con el fin de
65
remover el aire presente en ellos antes de ser sometidos a flujo a través de la muestra.
Figura 4.1. Equipos de laboratorio. (Halliburton, 2004) Las condiciones de trabajo simuladas en todas las pruebas, se centran en mantener la concentración y composición del tratamiento RPM constantes. Las etapas de inyección de fluidos en la prueba se describen en la Tabla 4.1. En cada una de estas etapas se fluyen aproximadamente 30 volúmenes porosos de fluido a través de la muestra, a un caudal de inyección constante hasta alcanzar la estabilización del diferencial de presión en toda la longitud de la muestra.
66
En las etapas 3 y 7 se construyen curvas de permeabilidad relativa en la cara de producción de la muestra. Con estas curvas se puede estimar la efectividad del tratamiento mediante el cálculo del factor de res istencia residual (RRF).
Tabla 4.1 Etapas de inyección de fluidos ETAPA
PROCEDIMIENTO
1
MedicióndeKabs
2
Medición Ko
3
Medicion de Kw y Kr
4
Inyección del tratamiento A
Inyección del RPM a un caudal bajo
B
Tiempo de remojo (18 Horas)
5
Medición Kw
6
Medición de Ko
7
Medición de Kw y K r
(Halliburton, 2012)
La inyección del tratamiento se realiza a una tasa baja, con el fin de no alterar la distribución de fluidos conseguida antes de la aplicación del mismo, y además con el fin de no exponer el polímero a altas tasas de cizalladura, evitando la presencia de otro tipo de adsorción denominado “adsorción por puenteo”. El
tratamiento se deja en contacto 18 horas con la roca, con el fin de simular el tiempo de cierre que requiere la operación en campo, y cuyo objetivo es garantizar la adsorción del tratamiento en la formación. Antes y después de la aplicación del tratamiento, se cuantifica la capacidad de flujo de cada fase (aceite y agua) a través de la muestra, con el fin de determinar la reducción de la misma provocada por la presencia del tratamiento. Las mediciones de saturación durante toda la prueba, se realizan mediante un balance volumétrico
67
de los efluentes recolectados, y son corroboradas con la estimación de la saturación en la última etapa mediante el método de destilación/extracción.
4.1.1 FACTOR DE RESISTENCIA RESIDUAL (RRF) Para determinar la eficiencia del tratamiento se define el factor de resistencia residual RRF a cada fase, la cual se muestra en la ecuación 4.1. Este RRF es la razón que determina la eficiencia del tratamiento, comparando la permeabilidad efectiva a la fase que se esté evaluando (agua / gas) antes de la inyección del RPM, con la permeabilidad efectiva de dicha fase obtenida después de la inyección del tratamiento. Es necesario tener en cuenta que este valor de RRF debe ser calculado en un mismo punto de saturación, con la ayuda de las curvas de permeabilidad relativa, con el fin de realizar estimativos reales acerca de la efectividad del tratamiento, cuando iguales proporciones de fluidos se encuentren en el medio poroso antes y después de la adsorción del polímero por parte de la superficie mineral.
[4.1]
Donde: RRF:
Factor de Resistencia Residual
K i:
Permeabilidad efectiva a la fase i
Así un valor RRF > 1 indica que la permeabilidad efectiva a la fase que se está analizando (agua / aceite) disminuyo después de aplicar el tratamiento y un RRF < 1 indica lo contrario.
68
4.2 RETORNO DE PERMEABILIDAD Las pruebas de retorno de permeabilidad sobre núcleos de la formación a tratar se desarrollan en el laboratorio de mecánica de rocas, con el fin de predecir el comportamiento de los fluidos a utilizar para estimular la formación. Se considerara un ejemplo a continuación para explicar el procedimiento. Se realizaron pruebas para comprobar el retorno de la permeabilidad, luego del tratamiento, en dos casos: núcleo saturado en petróleo y núcleo saturado en agua. En el primero de los casos (retorno de permeabilidad al petróleo) y tal como muestra la Figura 4.2, se realiza el siguiente esquema de bombeo:
Bombeo de salmuera API en la dirección de producción para saturar al núcleo de agua.
Bombeo de petróleo en la dirección de producción para desplazar el agua y saturar el núcleo de petróleo.
Se repiten los dos pasos anteriores, dejando al núcleo saturado en petróleo, en condición de agua irreducible.
Luego se bombea el RPM en la dirección de tratamiento (contraria a la de producción). El tratamiento es limitado a 10 volúmenes porales o hasta alcanzar 500 psi de presión diferencial (el que ocurra primero).
Luego se bombea petróleo y se observa la permeabilidad final alcanzada. En este caso la permeabilidad final, con respecto a la inicial, fueron bastante similares, recuperándose el 96% de la misma, luego de la circulación del RPM a través de él.
69
Figura 4.2. Retorno de permeabilidad al petróleo En el segundo de los casos (retorno de permeabilidad al agua) y tal como muestra la Figura 4.3, se realiza el siguiente esquema de bombeo:
Bombeo de salmuera API en la dirección de producción para saturar al núcleo de agua.
Bombeo de petróleo en la dirección de producción para desplazar el agua y saturar el núcleo de petróleo.
Bombeo de salmuera API en la dirección de producción para saturar al núcleo de agua y dejar en núcleo en condición de petróleo residual.
70
Luego se bombea el RPM en la dirección de tratamiento (contraria a la de producción). El tratamiento es limitado a 10 volúmenes porales o hasta alcanzar 500 psi de presión diferencial (el que ocurra primero).
Luego se bombea salmuera API y se observa la permeabilidad final alcanzada. En este segundo caso, se observa claramente el daño ocasionado por el RPM a la permeabilidad al agua con una disminución del 99%.
Figura 4.3. Retorno de permeabilidad al agua 71
4.3 ANALISIS DE NÚCLEOS Los análisis de núcleos en laboratorio tienen como finalidad verificar las condiciones de trabajo de los fluidos a inyectar dentro del yacimiento. Se han desarrollado varias pruebas en núcleos de la formación Napo dando como resultado las variables necesarias para la inyección adecuada de los tratamientos RPM. A continuación se compararan varias pruebas como ejemplo del buen y mal funcionamiento de estos tratamientos, sus razones y la metodología que se debería aplicar como conclusión.
4.3.1 NÚCLEO CASO 1 Con la finalidad de controlar el agua en la formación Napo ” T” de la Cuenca Oriente, se realizaron pruebas de retorno de permeabilidad al núcleo Caso 1, el cual se encuentra a 10238.3 pies de profundidad. Las pruebas se realizaron pasando un flujo de tratamiento RPM y aceite a través del núcleo de referencia de la formación, dando como resultado una recuperación a la permeabilidad del aceite.
4.3.1.1 Procedimiento en Laboratorio (Caso 1) El programa de bombeo a través del núcleo consistió en el siguiente esquema: 1. Bombeo de un pre flujo de Xileno a través del núcleo, usado antes de comenzar la prueba para ayudar a remover posible presencia de parafinas y asfaltenos. Se inyecta salmuera
para establecer la
saturación inicial de agua. 2. Estabilizar el flujo de aceite.
72
3. Estabilizar el flujo de salmuera API para establecer la saturación residual de agua. 4. Estabilizar el flujo de aceite para establecer la permeabilidad no tratada al aceite a saturación residual de agua. 5. Tratar con una concentración de RPM basada en valores de permeabilidad relativa determinados en el paso 3, usando agua con 7% KCl (usada como agua de mezcla) y 0.5% de surfactante. 6. Estabilizar el flujo de aceite para establecer recuperación de permeabilidad al aceite después del tratamiento. Continuar bombeando aceite antes de que el resto permeabilidad se estabilice en 30 volúmenes porales. 7. Estabilizar el flujo de salmuera API. 8. Tratar con una concentración RPM determinada en base a valores de permeabilidad relativa determinados en el paso 3, usando agua con 7% KCl (usada como agua de mezcla) y 0.5% de surfactante. 9. Estabilizar el flujo de agua para establecer recuperación a la permeabilidad al agua después del tratamiento. En la Figura 4.4 se puede apreciar el procedimiento de bombeo a través del núcleo del Caso 1 de la formación Napo “T”. Se simularon las condiciones de yacimiento al inyectar salmuera y aceite, a una temperatura de 200 °F y un caudal de 2 ml/min. Posteriormente se realizó la inyección del tratamiento a 10 ml/min a una presión de 500 psi; simulando de esta manera la inyección de polímero en la formación. La longitud del núcleo fue de 4.601 cm y su diámetro de 2.502 cm 73
Figura 4.4. Resumen de flujo (caso 1) En la Figura 4.5 se puede apreciar los resultados de la prueba al núcleo del Caso 1 de la formación Napo “T” y las etapas de limpieza, saturación, recobro de aceite y recobro de salmuera. Se puede apreciar que después del tratamiento, la recuperación de la permeabilidad relativa al aceite es del 172% y una recuperación de la permeabilidad relativa al agua del 77% (27% valor no 74
tratado). Basado en esta información se puede señalar que la utilización del tratamiento RPM fue apropiado para este tipo de formación, ya que modifico la producción de agua en el núcleo, aumentando su capacidad de producción de hidrocarburos.
Figura 4.5. Resultados de flujo (caso 1) .
75
4.3.1.2 Procedimiento con Factor de Resistencia Residual (Caso 1) Mediante la ecuación 4.1
para el Núcleo del Caso 1 se generaron los
siguientes valores: Antes del tratamiento
Después del tratamiento
Ko = 185 mD
Ko = 325 mD
Kw = 75 mD
Kw = 50 mD
< 1
Esto indica que la permeabilidad efectiva al petróleo aumento después del tratamiento.
> 1
Esto indica que la permeabilidad efectiva al agua disminuyo después del tratamiento, haciendo optimo el uso de polímeros de control de agua de formación para este caso.
4.3.2 NÚCLEO CASO 2. Se realizaron pruebas de laboratorio al núcleo Caso 2 para verificar su retorno de permeabilidad, el cual se encuentra a 10006.4 pies de profundidad y diagnosticar el funcionamiento del RPM en dicha zona.
76
Las pruebas se realizaron pasando un flujo de tratamiento RPM y aceite a través del núcleo de referencia de la formación. En la figura 4.5 se observa que la permeabilidad de la roca es relativamente baja de acuerdo a la escala de permeabilidad señalada en el capítulo 2.
4.3.2.1 Procedimiento en Laboratorio (Caso2). El programa de bombeo a través del núcleo consistió en el siguiente esquema: 1. Bombeo de un pre flujo de Xileno a través del núcleo, usado antes de comenzar la prueba para ayudar a remover posible presencia de parafinas y asfaltenos. Se inyecta salmuera
para establecer la
saturación inicial de agua. 2. Estabilizar el flujo de aceite. 3. Estabilizar el flujo de salmuera API para establecer la saturación residual de agua. 4. Estabilizar el flujo de aceite para establecer la permeabilidad no tratada al aceite a saturación residual de agua. 5. Tratar con una concentración de RPM basada en valores de permeabilidad relativa determinados en el paso 3, usando agua con 7% KCl (usada como agua de mezcla) y 0.5% de surfactante. 6. Estabilizar el flujo de aceite para establecer recuperación de permeabilidad al aceite después del tratamiento. Continuar bombeando aceite antes de que el resto permeabilidad se estabilice en 30 volúmenes porales. 77
7. Estabilizar el flujo de salmuera API.
8. Tratar con una concentración RPM determinada en base a valores de permeabilidad relativa determinados en el paso 3, usando agua con 7% KCl (usada como agua de mezcla) y 0.5% de surfactante. 9. Estabilizar el flujo de agua para establecer recuperación a la permeabilidad al agua después del tratamiento. En la Figura 4.6 se aprecia el procedimiento de bombeo a través del núcleo del Caso 2 de la formación Napo “T”. Se simularon las condiciones de yacimiento al inyectar salmuera y aceite, a una temperatura de 237 °F y un caudal de 5 ml/min. Posteriormente se realizó la inyección del tratamiento a 10 volúmenes porales a una presión de 500 psi; simulando de esta manera la inyección de polímero en la formación. La longitud del núcleo fue de 5.044 x 793 cm y su diámetro de 2.502 cm. Se observa una recuperación de aceite del 58.91% y un recuperación de salmuera del 30.12% después del tratamiento. Después del análisis realizado, se puede concluir que en esta muestra no se obtuvo las ganancias necesarias y el aporte de los polímeros hacia la formación, debido a que no se tuvo una buena recuperación de petróleo. Para poder modificar la humectabilidad de la roca del Caso 2 y utilizar químicos RPMs será necesario utilizar otro tipo de tratamientos antes, los cuales nos ayudaran a cambiar la humectabilidad de la formación, los cuales se encuentran descritos en el capítulo anterior.
78
Figura 4.6. Resumen de flujo (caso 2)
4.3.2.2 Procedimiento con Factor de Resistencia Residual (Caso 2). Mediante la ecuación 4.1
para el Núcleo del Caso 2 se generaron los
siguientes valores: Antes del tratamiento
Después del tratamiento
Ko = 66.62 mD.
Ko = 39.25 mD.
Kw = 79.87 mD
Kw = 24.06 mD 79
> 1
Esto indica que la permeabilidad efectiva al aceite disminuyo después del tratamiento. Se puede concluir que no se tuvo que implementar polímeros a esta formación sin antes realizar un estudio y cambio de humectabilidad de la roca, debido a que se redujo la fase oleosa y en general disminuyo la producción de hidrocarburos aunque haya bajado también el corte de agua.
> 1
Esto indica que la permeabilidad efectiva al agua disminuyo después del tratamiento.
4.4 COMPARACIÓN DE RESULTADOS. De acuerdo a los análisis realizados e interpretación de graficas y ecuaciones se comparó los resultados de los dos casos en estudio los cuales se pueden observar en la Tabla 4.2.
Tabla 4.2. Comparación de resultados de los casos de estudio. FORMACIÓN (NÚCLEO)
RRF AGUA
RRF PETRÓLEO
DETALLES
CASO 1
1.50
0.56
USO RPM
CASO 2
3.31
1.69
NO USO RPM
80
4.5 CRITERIOS DE SELECCIÓN PARA LA INYECCIÓN DE QUÍMICOS Para la aplicación de métodos de recuperación mejorada como la inyección de polímeros, solventes y surfactantes, es necesario tener en cuenta criterios básicos de selección de los mismos. De esta manera se sabrá si estos métodos tendrán efectividad según las propiedades de los yacimientos. En la Tabla 4.3 se puede apreciar los criterios de selección necesarios para la inyección de químicos. Se debe tener en cuenta que los guiones en las celdas significan que los procesos químicos pueden trabajar sin la necesidad de un mínimo o máximo establecido. No confundir recuperación mejorada con recuperación segundaria o terciaria.
Tabla 4.3. Criterios de selección para la inyección de químicos. CARACTERÍSTICAS DEL YACIMIENTO
PROCESOS QUÍMICOS DE INYECCIÓN Polímeros Surfactantes
Gravedad del Petróleo, º API
-
-
Viscosidad del Petróleo, cp
< 150
< 100
Profundidad, ft
-
-
Espesor de la zona, ft
-
-
Temperatura, º F
< 250
< 250
Permeabilidad avg, md
> 10
> 10
Transmisibilidad, (md - ft/cp)
-
-
Salinidad del agua de formación (Total Dissolved Solids TDS), ppm
< 200000
< 200000
Porosidad, Φ
-
-
Saturación del Petróleo, So
> 0.40
0.20 - 0.35
PR, psia
-
-
(Hong, 2010)
81
Por otra parte se recopilaron datos de varios campos del oriente ecuatoriano; para compararlos de acuerdo a los criterios de selección establecidos en la Tabla 4.3 y tener una guía práctica para la inyección de químicos en el Ecuador. En la Tabla 4.4 se puede apreciar estas propiedades.
Tabla 4.4. Propiedades petrofísicas de los campos del Ecuador. Campo
Bermejo
Pungarayacu
Shushufindi
Sacha
Gravedad del petróleo °API
29.9 - 35.5
10,4
20 – 32
27 – 29
Viscosidad µ (cp)
13
200
Profundidad (ft)
4310
750
9772
10160
Espesor zona (ft)
50
18
10,5
46
Temperatura (°F)
78
88
200
218
Permeabilidad (md)
21
87
700
Transmisibilidad (md*ft/cp)
80,77
Salinidad (TDS) (ppm)
2078
Porosidad (ø)
18
23,4
18,5
16
Saturación de petróleo So
64
42,4
68,5
74,82
PR (psia)
1045
325
2250
3300
0 13425
(Ep. Petroecuador, 2012)
82
Tabla 4.4. Propiedades petrofísicas en campos del Ecuador (continuación) Libertador
Auca
Cononaco
Cuyabeno Sansahuari
28 – 39
20 – 32
17 - 34
20 - 29
3,725
12,75
22,55
259
Profundidad (ft)
10600
10578
11233
8268
Espesor zona (ft)
20
57,5
35
12,21
Temperatura (°F)
223
207,5
212
Permeabilidad (md) Transmisibilidad (md*ft/cp) Salinidad (TDS) (ppm)
150
515
805,37
2322,55
0
21,26
Porosidad (ø)
17
15,5
16,15
17,38
Saturación de petróelo So
48
74,5
76,2
59
PR (psia)
3800
4031,5
4325
Campo Gravedad del petróleo °API Viscosidad µ (cp)
Campo Gravedad del petróleo °API Viscosidad µ (cp)
451
37500
Frontera
Tapi-Tetete
Lago Agrio
Coca Payamino
20 - 34.7
28 – 30
24
20 – 30
2,52
2,66
-
12,73
9400
10175
9700
Profundidad (ft) Espesor zona (ft)
21
14,4
54
18
Temperatura (°F)
220,5
165,5
-
-
Permeabilidad (md) Transmisibilidad (md*ft/cp) Salinidad (TDS) (ppm)
450
630
93,5
402,5
3748,51
3410,53
-
569,128
-
-
Porosidad (ø)
14,5
15,6
16,5
14,9
Saturación de petróelo So
65
65
0,63
0,76
PR (psia)
3770
3780
1045
4250
42500
(Ep. Petroecuador, 2012)
83
Tabla 4.4. Propiedades petrofísicas en campos del Ecuador (continuación) Campo
Yuca
Culebra Yulebra Anaconda
Tigüino
Guanta Dureno
Gravedad del petróleo °API
19 - 30
19 – 29
21 - 30.5
26 – 32
Viscosidad µ (cp)
11,35
-
2,86
1,91
Profundidad (ft)
10426
10625
-
9105
Espesor zona (ft)
26
12,5
28,15
10,42
Temperatura (°F)
207
-
230
202,5
Permeabilidad (md)
-
-
250
321
Transmisibilidad (md*ft/cp)
-
-
2460,66
1751,21
Salinidad (TDS) (ppm)
-
Porosidad (ø)
16
15
-
14,5
Saturación de petróelo So
0,715
0,665
0,5477
0,7785
PR (psia)
4557
-
4504,5
4032,5
3165
Campo Gravedad del petróleo °API Viscosidad µ (cp)
Shuara
Secoya
Shushuqui
Pichincha
29 – 33
20 – 33
26 – 29
29,7
1,201
1
1,201
1,201
Profundidad (ft)
8375
8375
8375
8375
Espesor zona (ft)
30
30
30
30
Temperatura (°F)
222
220
225
217
Permeabilidad (md) Transmisibilidad (md*ft/cp) Salinidad (TDS) (ppm)
1275
1275
1275
1275
31848,46
38250
31848,46
31848,46
28500
33066
35000
31375
16
16
16
16
0,5
0,5
0,5
0,5
2637
2600
2600
2600
Porosidad (ø) Saturación de petróelo So PR (psia) (Ep. Petroecuador, 2012)
84
En el Anexo 1 se puede apreciar más detalladamente, las porosidades y permeabilidades promedio de las zonas productoras, dentro de varios campos de la cuenca oriente del Ecuador.
4.6 COSTO BENEFICIO DEL TRATAMIENTO A lo largo de la vida productiva del pozo el yacimiento fue depletandose paulatinamente, aumentando la producción de agua. La inyección de este polímero redujo considerablemente el corte de agua, aumentó la producción de hidrocarburos en el yacimiento, como se observa en la Figura 4.7. Los volúmenes mensuales de reducción de agua e incremento de petróleo se pueden observar en la Tabla 4.5
Figura 4.7 Producción del pozo antes y después del tratamiento.
85
Tabla 4.5. Volumen mensual de reducción de agua e incremento del petróleo. TIEMPO
AGUA (BLS)
PETRÓLEO (BLS)
Mes 1
4500
2400
Mes 2
6300
2850
Mes 3
6000
3000
Mes 4
4500
3000
Mes 5
3900
3000
TOTAL
25200
14250
Aplicando el tratamiento al pozo candidato del (caso 1), se inyectó un volumen de 700 barriles de RPM a un caudal de 1BPM y una concentración de 67 gpt. De acuerdo a la producción del pozo después del tratamiento, se minimizó el aporte de agua en un 47%. Esto significa una disminución de 25200 barriles de agua en los primeros 5 meses de tratamiento. Los costos de reinyección de agua están aproximadamente entre 0.45 y 0.50 $ por cada barril de agua inyectada, este costo incluye los servicios de vacum, operadores de campo, infraestructura, equipos, entre otros. Se optimizó la producción de petróleo en un 82%, esto significa un aumento de 14250 barriles de petróleo en los primeros 5 meses de tratamiento, con lo cual se puede concluir que el servicio se pagó con su misma producción en 32 días de producción del pozo. Los valores totales se pueden apreciar en la Tabla 4.6
86
Tabla 4.6. Costos beneficio del trabajo RPM DESCRIPCIÓN Aumento Petróleo Agua Reducida
VOLUMEN (BLS)
PRECIO/BARRIL ($)
MONTO APROX ($)
14250
87
1 239750
25200
0.50
12600
TOTAL BENEF
1 252350
Total servicios
22000
Tratamiento
700
TOTAL TRAT TOTAL BENEF – TOTAL TRAT
342
240000 262000 990350
87
CAPÍTULO V
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. En este capítulo se desarrollaran las conclusiones y recomendaciones de todo el estudio en general, dando a conocer los beneficios y el aporte teórico científico de este análisis, de acuerdo a los objetivos planteados al comienzo del presente documento.
5.1 CONCLUSIONES.
Del análisis de los núcleos involucrados se pudo concluir la mojabilidad de cada formación y la optimización de las mismas para la utilización de Modificadores de Permeabilidad Relativa.
Se analizaron mediante núcleos, varias zonas de la formación Napo, donde se definió su porosidad, permeabilidad compresibilidad, entre otros.
Se recopilaros datos de varios campos del oriente ecuatoriano, y se generaron tablas donde se describe su porosidad y permeabilidad promedio de las zonas de mayor interés, en cada yacimiento.
Se describió el uso de RPM’s dentro de varias áreas de la formación Napo, empleándolos para diversos usos en trabajos de work over, acidificación, control de agua y control de pozos.
Se estableció una metodología apropiada para la evaluación en laboratorio de fluidos RP M’s en núcle os, dando como resultado 2 tipos de tratamientos dependiendo la humectabilidad de la roca.
Se analizaron dos tipos de núcleos de la formación Napo, saturándolos con RPM’s y simulando las condiciones del yacimiento para evaluar su
comportamiento.
Se identifico que para formaciones humectadas por agua se debe inyectar surfactantes anionicos junto con los RPM’s para continuar con la fase hidrófila.
Se identifico que para formaciones humectadas por aceite, antes de utilizar RPM’s se deben inyectar un solvente mutual junto con
surfactantes cationicos para cambiar la humectabilidad al agua, bajar la producción de la misma y mejorar el recobro de petróleo.
En el caso de estudio 1 se aumento la recuperación de petróleo a un 87% y disminuyo el corte de agua en un 47%, generando una ganancia de $ 990350 en los primeros 5 meses de tratamiento. Lo que le hace rentable para este tipo de reacondicionamientos.
5.2 RECOMENDACIÓNES
Analizar la humectabilidad de las principales formaciones de la cuenca oriente del Ecuador; para generar datos que faciliten la selección de procesos químicos de inyección.
Utilizar los criterios de selección de recuperación mejorada para la inyección de procesos químicos.
Implementar un laboratorio de mecánica de rocas en el Ecuador ya que no se dispone del mismo en el país.
Para la elaboración de RPM’s en locación el agua debe ser
completamente limpia y filtrada con un pH menor de 7 y filtrada a máximo de 5 um.
Cuando se trabaje con crudos de bajo grado API, se recomienda agregar antiespumante a la mezcla para la prevención de espuma y surfactante como anti-emulsionante.
Realizar un estudio de rentabilidad para la implementación a gran escala de RPM´s dentro de la cuenca oriente del Ecuador.
Tener en cuenta que la longitud de la formación puede ser muy extensa y todo el fluido RPM no puede estar en contacto con el yacimiento.
El bombeo de RPM´s no puede estar tomando direcciones radiales y por ese motivo, parte del yacimiento no puede estar en contacto con el RPM.
Tener en cuenta que pueden existir heterogeneidades en el yacimiento, afectando solo a ciertas partes de la formación.
Evaluar pozos vecinos para establecer condiciones de rentabilidad de inyección de polimneros RPM´s
Homogeneizar despacio la mezcla de polímero en tanques limpios hasta alcanzar un pH de 3.
GLOSARIO DE TERMINOS API:
American Petroleum Institute.
BSW:
Porcentaje de agua y sedimentos en el petróleo.
CAP:
Contacto Agua – Petróleo.
Cizalladura: Cortadura. Cp:
Compresibilidad de los poros.
Cr:
Compresibilidad de la roca.
DP:
Presión Diferencial.
GOR:
Relación Gas – Petróleo.
H:
Distancia del fondo del pozo al contacto agua petróleo.
K:
Permeabilidad.
Kabs:
Permeabilidad absoluta.
KCl:
Cloruro de Potasio.
Kg:
Permeabilidad al gas.
Ki:
Permeabilidad efectiva a la fase i
Ko:
Permeabilidad al petróleo.
Kr:
Permeabilidad relativa.
Krw:
Permeabilidad relativa al agua.
Kw:
Permeabilidad al agua.
Lpc-1:
Libra pulgada cuadrada-1.
mD:
mili Darcy.
PPM:
Partes por millón.
PWOC:
Presión en el contacto agua petróleo.
Pwf:
Presión de fondo fluyente.
RPM:
Modificador de Permeabilidad Relativa.
RRF:
Factor de Resistencia Residual (adimensional)
RRFo:
Factor de resistencia residual al aceite (adimensional)
RRFw:
Factor de resistencia residual al agua (adimensional)
Sg:
Saturación de gas.
So:
Saturación de petróleo.
Sw:
Saturación de agua.
Vpi:
Volúmenes porosos inyectados (adimensional)
WFL:
Water Flow Logs
Workover:
Reacondicionamiento de pozos.
Yo:
Gravedad específica del aceite.
Yw:
Gravedad específica del agua.
Ø:
Porosidad.
BIBLIOGRAFÍA Patrice Bady, Marco Rivadeneira, Roberto Barragán, (2004). La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, Quito, Editorial: IFEA, IRD Samuel Muñoz, (2000).
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(2012).
Production
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Lybraries,
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ANEXOS
ANEXOS Anexo I. Permeabilidades y porosidades promedio de la cuenca oriente del ecuador.
Petroamazonas Limoncocha
Paka Norte
Rio Napo
Eden Yuturi
Oso
Sacha
Øe(%)
K(md)
Øe(%)
K(md)
Øe(%)
K(md)
Øe(%)
K(md)
Øe(%)
K(md)
T Sup
5
30
14
100
13
80
-
-
-
-
T Prin
11
100
13
130
16
350
-
-
15
280
T Inf
-
-
-
-
-
-
-
-
15
160
U Sup
-
-
12
85
13
600
-
-
-
-
U Prin
-
-
-
-
-
-
-
-
16
140
U Inf
11
120
19
600
12
70
-
-
16
130
-
-
-
-
-
-
-
-
15
170
13
300
-
-
-
-
15
400
-
-
Hollín Sup Hollín Prin
Fuente: Petroamazonas. Elaborado por: Alejandro Banda.
93
Anexo II. Programa de trabajo de químico controlador de agua.
94
Anexo III Tabla de Contenido
95
Anexo IV. Objetivos
96
Anexo V. Estado mecánico del pozo X
97
Anexo VI. Identificación del Problema
98
Anexo VII. Problemas Relacionados al Yacimiento.
99
Anexo VIII. Historia de Producción del Pozo.
100
Anexo VX. Datos del Reservorio.
101
Anexo X Perfiles eléctricos del pozo X.
102
Anexo XI Perfiles Eléctricos del Pozo X (II)
103
Anexo X Análisis mediante software Xero para el pozo X
104
ANEXO XIII Argumentos
105
ANEXO XIV Saturación de Petróleo
106
ANEXO XV Gráfica Presión VS Tiempo
107
ANEXO XVI Diseño propuesto
108
ANEXO XVII Recomendaciones Generales
109
