PRÁCTICA Nº1 INTRODUCCIÓN A LA INGENIERÍA DE RESERVORIOS PARTE TEÓRICA Responda de forma correcta: 1. (3%) ¿Qué es un Reservorio de Hidrocarburos? Un reservorio de hidrocarburos es un cuerpo de roca del subsuelo que exhibe un grado suficiente de porosidad y permeabilidad para almacenar y trasmitir hidrocarburos. 2. (3%) ¿Existe alguna diferencia entre Yacimiento y Reservorio? No, ambos términos se refieren a lo mismo. Esta supuesta confusión se debe a la castellanización de la palabra inglesa reservoir que es el equivalente a yacimiento, ya sea de hidrocarburos o minerales. Aunque en la actualidad la palabra reservorio ya ha sido reconocida por la Real Academia Española de la Lengua es correcto también usar el término yacimiento. 3. (3%) ¿Cuál es la diferencia entre Reserva y Reservorio? Un reservorio de hidrocarburos es un cuerpo rocoso que debido a sus propiedades alberga un volumen considerable de hidrocarburos. Mientras que la reserva de hidrocarburos, es parte del volumen total de hidrocarburos que es posible extraer del reservorio, en condiciones rentables, durante la vida útil de este último. 4. (3%) ¿Cuáles son las diferencias entre Trampas Estratigráficas y Trampas Estructurales? Una trampa es una estructura geológica o rasgo estratigráfico capaz de retener hidrocarburos. En las trampas estratigráficas la capacidad de retener los hidrocarburos radica en los cambios producidos en el tipo de roca o por acuíferos, discordancias o rasgos sedimentarios (arrecifes). Por el contrario en las trampas estructurales la capacidad de retención se atribuye a la disposición geométrica de estructuras geológicas en estratos deformados, tales como fallas y pliegues. 5. (3%) ¿En qué consiste la Caracterización Estática y la Caracterización Dinámica? La caracterización estática describe al reservorio en base a propiedades que no cambian notablemente durante su desarrollo, por ejemplo: extensión areal, temperatura, espesor de los estratos, porosidad y permeabilidad de la formación, saturación de agua, etc. La caracterización dinámica describe al reservorio en base a propiedades que cambian frecuentemente durante su desarrollo, por ejemplo: presión, volumen de drenaje, etc. 6. (3%) ¿Qué entiende por Petróleo Original In Situ y Gas Original In Situ? El petróleo original in-situ y el gas original in-situ, son cantidades fijas de hidrocarburos, petróleo y gas respectivamente, que se han desarrollado en un reservorio por un tiempo determinado. 7. (3%) ¿Qué entiende por Heterogeneidad? La heterogeneidad son las variaciones en las propiedades de las rocas con respecto a su ubicación en la formación o reservorio. Por ejemplo, los yacimientos de gas de lutita son formaciones
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INGENIERÍA DE RESERVORIOS I (PET 204) heterogéneas cuya mineralogía, contenido orgánico, fracturas naturales y otras propiedades varían de un lugar a otro. 8. (3%) ¿Describir el proceso ordinario de migración y entrampamiento del petróleo? Al estar en profundidad, la roca generadora está sometida a presión, lo que hace que poco a poco el petróleo o gas generado sufra la expulsión de la roca generadora. Este hidrocarburo se desplaza a través de pequeñas fisuras o por el espacio poral que hay entre los granos de las rocas vecinas, empujando parte del agua que suele estar ocupando esos espacios. El petróleo y el gas, al ser más livianos, desplazan al agua cuando se mueven hacia arriba buscando lugares de menor presión. El proceso durante el cual el petróleo y el gas pueden llegar a viajar grandes distancias (hasta cientos de kilómetros) se llama migración. De este modo el petróleo llega en ocasiones a la superficie de la tierra, formando manantiales. Cuando el escape es de gas, en ocasiones se inflama y da origen a los llamados fuegos perpetuos. Cuando los hidrocarburos no pueden alcanzar la superficie pues se encuentran con una barrera que les impide continuar, quedan entrampados y comienzan a acumularse en el suebsuelo, dando origen a un reservorio o yacimiento. 9. (3%) ¿Es necesario que ocurra un proceso de migración para que exista un reservorio? No. Desde finales del siglo XX se han encontrado reservorios de hidrocarburos (shale oil, shale gas), donde parte del gas y del petróleo nunca migraron quedando retenidos en la roca generadora (roca madre) de baja porosidad y escasa permeabilidad. El fracking es una de las técnicas de recuperación de este tipo de hidrocarburos, que consiste en incrementar la permeabilidad de la roca generadora mediante su fracturación. 10. (3%) ¿Es necesaria la ocurrencia de petróleo para que exista un yacimiento de gas? Sí y no, depende de la fuente del hidrocarburo (gas) en el yacimiento. Si el gas es biogénico, la materia orgánica inicial sometida a sedimentación rápida y poca carga suprayacente genera básicamente metano. Sin embargo, el gas termogénico es formado bajo condiciones distintas, más bien corresponde a un proceso donde la materia orgánica se desarrolla en condiciones de alta presión y baja temperatura. 11. (3%) Si la respuesta a la anterior pregunta es afirmativa, ¿cómo se originan los yacimientos netamente gasíferos? El gas termogénico, corresponde al proceso presentado por Tissot y Welte (1978) en el que indican que la generación de hidrocarburos, en este caso hidrocarburos gaseosos, corresponde a un proceso que consta de tres etapas en el siguiente orden: la diagénesis, la catagénesis y la metagénesis; dónde el desarrollo de la materia orgánica es dependiente de la profundidad, la energía térmica y el tiempo geológico. La generación de un yacimiento gasífero corresponde a la etapa inferior de la diagénesis y superior de la metagénesis. Durante el proceso termogénico se forman primero petróleo, luego condensados y gases húmedos. Con un incremento continuo de temperatura, tiempo y presión, el gas producido será seco, es decir obtenemos un yacimiento netamente gasífero. 12. (3%) ¿Cómo se determina la presión estática de fondo de pozo en campo? Conociendo el nivel de interés, se interrumpe el flujo en el pozo y se baja una bomba amerada, que registra la presión. Al cerrar el pozo la presión incrementa partiendo de la presión de fondo fluyente (PWF) hasta que luego de un determinado tiempo el valor de la presión en el fondo del pozo permanece invariante, obteniendo así la presión estática de fondo (BHP) que es cercana a la presión del reservorio. 2
INGENIERÍA DE RESERVORIOS I (PET 204) PARTE PRÁCTICA 13. (24%) Para un reservorio de petróleo SG = 0,75. Se tiene los siguientes datos de presión de fondo. Pozo Presión de fondo [psi] TVD [ft] Caudal [BPD] 1 5300 6012 250 2 5300 6002 260 3 5290 6000 240 4 5250 5985 200 5 5255 5998 210 6 5305 6007 200 En base a un modelo de tanque, determinar la presión del reservorio considerando una profundidad vertical de los puntos medios del reservorio igual a 6005 [ft]. SOL. S.G. = 0,75 Dátum= 6005 [ ] = 62,43 [ ⁄ ] ― Diferencia con respecto al dátum: (1) ∆ =Dátum− ― Gradiente de presión del petróleo: (2) = · S.G.· ― Presión en el dátum: (3) = + ·∆ ― Presión promedio del reservorio: (4) ∑ · = ∑ CÁLCULOS NOTA.- Operaciones y resultados realizados con cuatro y dos cifras significativas para presiones y gradientes de presión respectivamente. Determinando ∆ , de (1): Pozo 1 ∆ = 6005 − 6012 ∆ = −7 [ ] y así sucesivamente con los demás pozos (Ver TABLA 1). Determinando , de (2): 1 = · 0,75 · 62,43 144 = 0,33 [ ⁄ ] Determinando , de (3): Pozo 1 = 5300 + 0,33 · (−7) = 5298 [ ] y así sucesivamente con los demás pozos (Ver TABLA 1).
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INGENIERÍA DE RESERVORIOS I (PET 204) TABLA 1 Pozo [ ] 5300 5300 5290 5250 5255 5305 ∑ −
Determinando
[ ] 6012 6002 6000 5985 5998 6007 −
[ ] ∆ [ ] 250 −7 260 3 240 5 200 20 210 7 200 −2 1360 −
[ ] 5298 5301 5292 5257 5257 5304 −
· [ − 1324500 1378260 1270080 1051400 1103970 1060800 7189010
]
, de (4): 7189010 = 1360 = 5286 [ ]
RESULTADO: = 5286 [
]
14. (40%) En un reservorio de petróleo con casquete de gas que tiene un acuífero infrayacente, se conoce la profundidad a la que se encuentra el contacto agua-petróleo (WOC) 5691 [ft] y la profundidad del contacto gas-petróleo (GOC) 5379 [m]. El régimen de presión en el acuífero local es de: = 0,4423 + 14,51; [ ], [ ] (0) Los gradientes de presión en la columna de petróleo y gas son 0,35 y 0,08 [psi/ft] respectivamente. Calcular: a) La presión en el WOC. b) La presión en el GOC. c) La presión en el tope de la estructura (5209 [ft]). d) El exceso de presión en el tope respecto a la presión normal. e) Graficar y comparar la presión en el reservorio y la presión normal en función de la profundidad. f) En la zona virgen del reservorio se perforo un nuevo pozo, cuyo intervalo productivo se encuentra totalmente en la formación con petróleo y no alcanzo a tocar el acuífero (ver figura). En este pozo se midió, en la formación petrolífera, una presión de 2492 [psi] a 5576 [ft]. Estime la profundidad del contacto agua-petróleo en dicho pozo.
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INGENIERÍA DE RESERVORIOS I (PET 204) SOL. = 5209 [ ] (c) = 5691 [ ] = 2492 [ ] (f) = 5379 [ ] = 5576 [ ] (f) = 0,35 [ ⁄ ] = 0,08 [ ⁄ ] ― Presión en el contacto petróleo-agua, en base a la ecuación (0): (1) = 0,4423 + 14,51 ― Presión en el contacto gas-petróleo: ) (2) = − ( − ― Presión en el tope: (3) = − ( − ) ― Presión normal en el tope: (4) = 0,4423 + 14,51 ― Exceso de presión en el tope respecto a la presión normal: (5) ∆ = − ― Presión en el contacto petróleo-agua del segundo pozo, en base a la ecuación (0): (6) = 0,4423 + 14,51 ) (7) = − ( − igualando (6) y (7), resolviendo para : − − 14,51 = (8) 0,4423 − CÁLCULOS NOTA.- Operaciones y resultados realizados con cuatro y dos cifras significativas para presiones y gradientes de presión respectivamente. a) Determinando , de (1): = 0,4423(5691) + 14,51 = 2532 [ ] b) Determinando , de (2): = 2532 − 0,35(5691 − 5379) = 2423 [ ] c) Determinando , de (3): = 2423 − 0,08(5379 − 5209) = 2409 [ ] d) Determinando , de (4): = 0,4423(5209) + 14,51 = 2318 [ ] Determinando el exceso de presión, ∆ de (5): ∆ = 2409 − 2318 ∆ = 91 [ ]
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INGENIERÍA DE RESERVORIOS I (PET 204) e) Graficando y comparando la presión en el reservorio y la presión normal en función de la profundidad
2200 5000
2300
2400
2500
2600
2700
P [psi] 2800
5100 5200
P G > PW
5300 PG = PO
5400 5500 5600
PO = PW
5700 z [m]5800
Gradiente de la columna de agua Gradiente de la columna de gas
. f) Determinando
Gradiente de la columna de petróleo
, de (8): 2492 − 0,35(5576) − 14,51 = 0,4423 − 0,35 = 5698 [ ]
RESULTADOS: a)
= 2532 [
]
b)
= 2423 [
]
c)
= 2409 [
d) ∆ = 91 [ f)
] ]
= 5698 [ ]
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