Registros de Producción

Registros de Producción (PLT) Parte I: Introducción Marcelo Madrid Hace 9 meses Prueba de Pozo El registro de producción es la medida de los parámetros del fluido en una formación para obtener información acerca del tipo de movimiento de fluidos dentro y cerca de la boca del pozo. Los registros de producción son útiles  principalmente para medir el comportamiento de los pozos  productores, suministrando un diagnóstico sobre las zonas en donde los fluidos, gas, agua, petróleo están entrando al pozo y proporcionan una indicación acerca de la eficiencia de las  perforaciones. Los registros de  producción tradicionales involucran cuatro medidas: flujo, densidad, temperatura y presión. Sin embargo tan sólo las señales de flujo y densidad  proporcionan una medida cuantitativa de los análisis de registros. Los datos de temperatura y presión son utilizados cualitativamente para determinar propiedades “in situ”

del fluido o localizar zonas de entrada de fluidos al pozo.

1. Usos de los Registros de Producción Los registros de producción son utilizados para varios objetivos dependiendo del tipo de yacimiento, condiciones del pozo y los problemas percibidos.

a) Evaluar completamientos - Pozos nuevos - Pozos inyectores - Re –  completamientos  completamientos

 b) Monitoreo del comportamiento del yacimiento - Perfiles de Flujo - Eficiencia del completamiento

c) Diagnóstico de problemas del pozo - Entradas de agua - Entradas de gas - Fugas y problemas mecánicos - Flujos detrás del casing

2. Herramientas de un Registro de Producción Las herramientas de los registros de producción consisten en un número de sensores los cuales realizan mediciones dentro del pozo. Los principales tipos son:

a) Medidores de Flujo - Flowmeter - Spinner de Rotación Continua - Spinless - Trazadores radiactivos

 b) Medidores de Densidad - Presión Diferencial - Atenuación del Gamma Ray

c) Medidores de Presión - Strain Gauges - Cristal Gauges

d) Medidores de Temperatura - Variación en la resistencia

e) Otros - GR/CCL para correlaciones - Caliper - Muestra de fluido - Registro de ruido

3. Planeamiento en un Registro de Producción Cada sensor presenta algunos usos específicos, aunque la mayoría de ellos son utilizados en combinación, para dar una respuesta total del comportamiento del pozo.

Flowmeter - Determinar zonas productoras - Evaluación de estimulaciones - Recuperación secundaria - Evaluación del potencial de Flujo. (SIP, AOF) Temperatura - Localización de zonas productoras e inyectoras - Entradas de gas - Movimiento de fluidos por detrás de la tubería.

Densidad de Fluidos - Mostrar puntos de entrada en flujos de tres fases.

Las condiciones de un registro de producción son muy diferentes de aquellos de los registros en hueco abierto. En primer lugar existe un completamiento el cual puede tomar varias formas. La zona donde se encuentran las perforaciones puede ser en hueco abierto, casing perforado o empaquetamiento con grava, pueden existir una o múltiples zonas con tubería simple o múltiple. El registro normalmente es corrido en condiciones dinámicas en donde fluyen mezclas de líquidos y gases. Debe tenerse especial atención cuando se van a  programar un registro para de esta manera maner a se pueda obtener la máxima información y solucionar los problemas.

4. Procedimiento de un registro e interpretación interpretación El procedimiento para asegurar el éxito en la corrida de un registro de producción se puede resumir en 3 pasos:

4.1. Programación del registro El primer paso comienza con la definición de los problemas. Ejemplo: Caída de la  producción de petróleo e incremento del corte de agua. Se deben listar y cuantificar los síntomas y condiciones del pozo: · · · · · ·

El corte de agua se ha incrementado de 2 al 15% en los últimos seis meses La producción total ha caído de 800 a 500 B/D GOR 350 pies cúbicos/barril THP –  1200  1200 psia. Gravedad del petróleo –  30  30 API Gravedad del gas –  0.7  0.7

Luego se deben identificar los sensores necesarios y la técnica necesaria para la adquisición de los datos (Se debe considerar la configuración mecánica del pozo). Estas consideraciones son: · Velocidad del fluido, densidad, presión, temperatura · Los datos son tomados en función de profundidad y tiempo con el pozo fluyendo y

estático. · Casing de 5 ½” sentado a 9500 ft. 0° de desviación · Tubería de 2 7/8 “ sentada a 9350 ft · Profundidad de las perforaciones. 9400 –  9450  9450 / 9460-9475 (pies) · Llenado del pozo (TD)?

Luego es necesario determinar si es razonablemente posible resolver los problemas con los sensores con los que se cuenta. Es decir: · El pozo esta produciendo por debajo del punto de burbuja (hueco abajo) y la producción de agua en el fondo es más grande del 10% del flujo total del pozo en el fondo.

4.2. Realización del registro El segundo paso comienza con la integración de todos los datos requeridos: calibración de las herramientas, control de la profundidad, registro óptico y magnético de los datos.

4.3. Interpretación de los datos Escoger un modelo de interpretación simple o bifásico. Seleccionar la interpretación por computador o manual, en ambos casos las ecuaciones son las mismas:

Donde: Qh = Tasa de flujo fase pesada Yh = Hold Up fase pesada Qt = Tasa de flujo fase liviana Vs = Velocidad de desplazamiento A = Área transversal

Finalmente se obtienen los resultados.

En la Figura 1, se mostrará un esquema de una sarta general de un registro de producción:

Fig. 1. Sarta general de un Registro de Producción

5. Medidores de Flujo Usos básicos del Flowmeter:

· Determinar zonas productoras · Evaluación de Estimulaciones · Recuperación secundaria.

· Evaluación del potencial de flujo · Medidas de Flujo

Los registros de velocidad de fluido en el fondo son usualmente realizados con sensores de spinner. Sin embargo existen otros métodos para medir las tasas de flujo:

· · · ·

Trazadores radioactivos Registros de ruido Registros de flujo de agua Sensores Spinless (microtorque)

5.1. Herramientas de Spinner Los sensores de spinner utilizan un impeller el cual es básicamente una pala de ventilador que gira por el flujo del fluido. En la aplicación del flowmeter, las revoluciones del spinner generan pulsos eléctricos que son medidos por el equipo en superficie y convertidos en revoluciones del spinner por segundo (rps). Conociendo el comportamiento particular de un spinner se puede realizar la conversión de rps en velocidad del fluido.

5.2. Descripción General de la Herramienta El flowmeter es utilizado para evaluar las tasas de flujo en pozos productores o los perfiles de inyección. Este sensor utiliza un spinner localizado centralmente en el casing. La tasa de rotación del spinner, rps, es una función de la velocidad del fluido, Vf.

Un magneto es unido al eje del spinner el cual es montado entre rodamientos hidráulicos. La rotación del spinner induce una señal de corriente en una bobina. El voltaje de salida, V, y la frecuencia, W, son proporcionales a la tasa de rotación del spinner. Los tipos de herramientas spinner pueden variar de acuerdo a la tasa de producción del pozo: altas tasas, medias y bajas tasas y bajas tasas de producción.

6. Flowmeter Continuo Los flowmeter continuo miden las revoluciones de una hélice movida por el flujo de los fluidos. Como el flowmeter se corre centralizado, la velocidad que mide, es la velocidad en el centro de la tubería. El flowmeter utiliza un sistema de suspensión para la hélice que  permite el giro de la misma con mínima fricción, lo cual asegura una velocidad de introducción baja. Existen tres criterios que deben ser considerados a fin de obtener un flowmeter de alta precisión y estos criterios son: un apropiado diseño de la hélice, un sistema de suspensión para la hélice que garantice mínima fricción, y un sistema de medida (sensor) de alta eficiencia y baja fricción.

La hélice tipo turbina fue escogida debido a su alta eficiencia y su pequeño tamaño, el cual  permite su paso a través de la tubería de producción. Se seleccionó además un diseño de dos aspas, para que así la circunferencia total de la hélice pudiera ser cubierta sin que existiera alguna superposición de aspas. En la Figura 2, se muestra un esquemático de un flowmeter continuo.

Fig. 2. Esquemático de un flowmeter de alta sensibilidad

El primer criterio a tener en cuenta para el diseño de un flowmeter eficiente es un sistema de montaje del impeller que produzca la mínima fricción. Un eje de tungsteno, que pasa a través de la hélice es montado en dos joyas de zafiro. Las fuerzas de fricción rotacional son muy bajas, lo cual produce velocidades de introducción bajas. El segundo criterio a considerar en el diseño del flowmeter eficiente es un sistema de medida con una muy baja fricción. El sistema de medida es montado internamente entre dos joyas. No es conectado directamente a la hélice pues hay un magneto localizado en el tope de la hélice que al girar induce un campo magnético, haciendo de esta manera girar el eje del recogedor óptico (optics pick up) que posee otro magneto que repite exactamente los movimientos de la hélice. Este magneto interno tiene montado en su eje una pequeña hélice tipo mariposa cuya función es cortar los rayos de la luz.

El flowmeter es una herramienta que responde linealmente al flujo. Para distintos fluidos tenemos diferentes pendientes (eficiencias) ocurriendo la máxima eficiencia en agua y la mínima en gas a baja presión. Debido a la inercia de la hélice y a la fricción en el eje y con el fluido en contacto con la hélice, existe una velocidad de introducción (Threshold Velocity), que es la mínima velocidad vertical de fluido necesaria para iniciar el movimiento de la hélice. Como en los pozos de petróleo se pueden encontrar distintos tipos de flujo (Mono o Multifásico, con diferentes viscosidades y densidades) y no sabemos como responderá el flowmeter en cada uno de ellos, se corre la herramienta a diferentes velocidades constantes con el objeto de encontrar la pendiente (Slope) y la velocidad de introducción para cada distinta “mezcla” de fluidos. Esto nos permite calcular la velocidad

del fluido con mayor precisión y se conoce como calibración del flowmeter. La Velocidad del Fluido (Vf) puede ser hallada usando una serie de corridas hacia arriba y hacia abajo con diferentes velocidades de cable. Graficando la velocidad de cable (Vt) en el eje Y, y las revoluciones por segundo (RPS) en el eje X, se puede observar una relación lineal entre los puntos. El número de revoluciones de la hélice es proporcional a la velocidad relativa del fluido con respecto a la herramienta. Así:

La ecuación anterior está representada gráficamente en la Figura 3, a ésta se le llama Gráfico de Calibración del Flowmeter (Calibration Plot).

Fig. 3. Gráfico de Calibración del Flowmeter

La pendiente de la recta de calibración (K) tendría un valor de 20 ft/min/RPS en condiciones ideales y el intercepto con el Y es la velocidad del fluido. Escogemos la convención: velocidades hacia arriba: positivas, velocidades hacia abajo: negativas. Esto debido a la naturaleza vectorial de la velocidad, como se observa en la Figura 4.

Fig. 4. Interpretación de flujos en la herramienta Flowmeter

Una vez que las fuerzas de fricción original han sido vencidas, la velocidad requerida para mantener la hélice es menor que la velocidad de introducción. A esta velocidad se le conoce como Velocidad de Offset. La eficiencia del flowmeter por consiguiente se verá reflejada en la pendiente del gráfico, la cual está dada en ft/min/RPS. Esta pendiente depende  principalmente de la fricción del flowmeter, densidad y viscosidad del fluido.

7. Fullbore Spinner Es un medidor de velocidad tipo turbina diseñado para ser bajado a través de la tubería de  producción con el objeto de medir caudales de flujo en el revestimiento. Cuando la herramienta esta por debajo de la tubería de producción, es abierta y las aspas del spinner son expuestas a una gran sección transversal del flujo en el revestimiento

(aproximadamente 75% de la sección). La herramienta se cierra cuando entra desde el revestimiento hacia la tubería de producción para permitir su regreso a superficie.

La herramienta posee tres brazos centralizadores. La herramienta puede ser bajada a través de la tubería de producción de 2 3/8” (drift 1.901”). En el revestimiento los centralizadores

son abiertos hasta presionar la pared del tubo y a la vez las aspas del spinner son abiertas  para medir el flujo. En la Figura 5, se muestra un esquemático del Fullbore Spinner.

Fig. 5. Esquemático del Fullbore Spinner

La herramienta presenta una buena respuesta en flujos turbulentos. Sin embargo, si el flujo es laminar su respuesta pierde totalmente su linealidad. El momento de inercia de esta gran hélice hace que su velocidad de introducción real sea mayor que la del los flowmeter

continuo. Esto significa que la zona no lineal es más extensa que la del los flowmeter continuos, esto obliga a correr esta herramienta a velocidades bastante grandes causando disturbios innecesarios en el flujo de fluidos. El Fullbore Spinner es mecánicamente más complicado que los continuos por lo que la entrada y salida de la punta de la tubería puede traer complicaciones adicionales (pegas).

8. Basket Flowmeter El Basket Flowmeter dirige todo el flujo de producción o inyección por un canal angosto dentro del instrumento. A medida que el flujo pasa a través del canal, el fluido hace rotar el Spinner. La velocidad rotacional de Spinner es registrada en superficie y con la curva de calibración experimental, esta velocidad registrada puede ser relacionada al correspondiente flujo volumétrico. La herramienta toma lecturas estacionarias a ciertas profundidades escogidas para el servicio. Antes de tomar una medida confiable la canasta debe ser abierta y sellar perfectamente contra el revestimiento. El Basket Flowmeter puede medir caudales mucho más pequeños que el flowmeter continuo ó el Fullbore Spinner. Sin embargo, está limitado a caudales hasta 3500 BFPD en revestimientos de 7”, debido al diferencial de presión q ue se ejerce a través de la canasta.

Esta herramienta encuentra su mejor aplicación en pozos desviados, donde los flowmeters continuos no miden una velocidad representativa del flujo real. Especialmente en pozos desviados, el basket flowmeter no se ve afectado por el efecto de segregación de fases. Este flowmeter debe entrar cerrado al pozo y a una predeterminada profundidad es detenido y abierto por medio de un motor hasta alcanzar la dimensión del diámetro interno del revestimiento. En un flujo monofásico el tiempo promedio de registro por medición es de un minuto, sin embargo cuando hay un flujo líquido - bolsas de gas (slugging gas - liquid flow) se requerirán varios minutos para obtener una estimación precisa de los rps. Los rps registrados con el Basket Flowmeter están relacionadas con los caudales volumétricos fluyentes por medio de cartas de calibración experimentales. Cuando los caudales de flujo son altos, una parte del flujo pasa por la canasta dejando de tener una respuesta lineal y  perdiendo confiabilidad en la lectura. Sus mayores desventajas con respecto a los Flowmeters continuo son: - Las medidas son estacionarias (discretas). - La pérdida de fluido por la canasta es impredecible si la herramienta no está mecánicamente integra.

- Si se llega a abrir la herramienta en la zona que exceda el flujo máximo, la herramienta sería arrojada hacia arriba, haciendo difícil su recuperación del pozo.

9. Calibración e interpretación de Registros de Spinner 9.1. Porcentaje de Contribución por zona Las tasas de revolución del spinner varían con las ratas de flujo. Esta relación es generalmente lineal para los flowmeter continuos incluyendo los fullbore y es generalmente no lineal para los basket. Sin embargo en flujos monofásicos la técnica de interpretación es  básicamente el gráfico de los datos del spinner en revoluciones por segundo, de tal manera que el porcentaje de contribución de flujo para cada zona pueda ser leído directamente del gráfico (asumiendo que la viscosidad y la densidad del fluido son constantes a través del intervalo).

Para los flowmeter continuos, donde las revoluciones por segundo rps son lineales con la tasa de flujo, la técnica consiste en graficar los rps sobre el registro. Para los flowmeter  basket, donde los rps no son lineales la técnica consiste en graficar las tasas de flujo de una gráfica apropiada sobre el registro.

9.2. Tasas de flujo absolutas Las tasas del spinner son función de la viscosidad del fluido y la densidad adicionalmente al efecto de la velocidad. Por esta razón se debe tener especial cuidado cuando se desean obtener tasas de flujo absolutas en lugar de contribución de las zonas en porcentaje o cuando las contribuciones en porcentaje en un intervalo varían con la viscosidad y la densidad. Bajo estas condiciones la técnica utilizada para determinar las tasas absolutas es el uso de las cartas de calibración de fondo.

9.3. Calibraciones de fondo La respuesta ideal del spinner para un pozo fluyendo, debería ser una línea recta que cruza  por su origen (ver Figura 6). Sin embargo todos los pozos son viscosos en algún grado. El efecto de esta es alejar las curvas de la de respuesta ideal (ver Figura 7). La pendiente de la línea permanece igual como si esta dependiera tan solo de la geometría del spinner.

Fig. 6. Respuesta ideal de un spinner con pozo fluyendo

Fig. 7. Respuesta real de un spinner con pozo fluyendo (efecto de viscosidad del fluido)

Un efecto adicional de fricción sobre el spinner afecta el inicio de la curva, este es el Threshole de la herramienta como se observa en la Figura 8:

Fig. 8. Efecto del Threshole de la herramienta

Como el spinner registra el movimiento de fluido a través de él, la velocidad del fluido  puede ser reemplazada por la velocidad de la herramienta en la dirección opuesta para de esta manera obtener la carta de calibración final.

Las corridas hacia abajo en los pozos productores son rps positivas, y las pasadas hacia abajo son rps negativas si la velocidad del registro es mayor que la velocidad del fluido y  positivas si la velocidad del registro es más lenta que la velocidad del fluido. Las gráficas anteriores corresponden a un fluido estacionario y para el movimiento de la herramienta, de esta manera se representa un flujo de cero. En un pozo fluyendo la línea será movida hacia la izquierda del gráfico de esta manera la velocidad vista por la herramienta es ahora la combinación de la velocidad de la herramienta más la velocidad del fluido, Vf , como se observa en la Figura 9:

Fig. 9. Efecto del movimiento de la herramienta y la velocidad del fluido

El movimiento de fluidos en la tubería es más rápido en el centro de la tubería que cerca a las paredes del casing. La medida del flowmeter centralizado es en el centro de la tubería y  por esto las medidas serán más altas que la velocidad promedio del fluido en el casing. Un factor de corrección ha sido introducido para contabilizar este efecto.

El valor de C esta en función del número de Reynolds aunque generalmente el valor de 0,83 da buenos resultados. Una vez se ha obtenido la velocidad del fluido, se puede calcular la tasa de flujo como:

Donde: C = Factor de corrección del perfil de velocidad (0,83) A = Área de flujo

Vf = Velocidad del fluido de una línea para una zona de calibración

9.4. Ejemplo de Calibración En la práctica cuando se realizan calibraciones de fondo para tasas de flujo absolutas, se construye una gráfica utilizando los datos de varias corridas. Las corridas deben ser hacia arriba y hacia abajo utilizando diferentes velocidades del cable (ver Figura 10). La velocidad del cable en pies/min es graficada en el eje X para las diferentes corridas. En la zona de no flujo (debajo de las perforaciones) los datos de calibración son utilizados para establecer el valor de threshold. En esta zona se debe suponer que la viscosidad y densidad del fluido es la misma).

Fig. 10. Gráfico de Profundidad versus RPS a diferentes velocidades de la corrida

Si las corridas de calibración son registradas de tal forma que las pasadas hacia abajo  producen datos positivos del spinner y las de arriba, valores negativos, entonces el valor del threshold es establecido desplazando las gráficas de arriba y abajo hacia el punto de origen una distancia que corresponde a la mitad de la distancia entre el intercepto de las líneas de las corridas (hacia arriba y hacia abajo) con el eje X.

Generalmente se construye una gráfica con los datos obtenidos arriba de las perforaciones, donde la tasa de flujo es estable. En los datos mostrados en la figura, estos son los puntos A, B, C, D. Existirá una función de línea recta con un desfase vertical desde el origen,  proporcional a la tasa de flujo en los puntos donde los datos fueron tomados.

Fig. 11. Carta de calibración de velocidad del fluido

La gráfica entonces es una carta de calibración (Figura 11). La velocidad del fluido puede ser leída en el eje X como la diferencia entre el threshold y la lectura. En este ejemplo el threshold es 0, de esta manera la velocidad del fluido puede ser leída directamente. Tomando las lecturas en el punto C como un ejemplo, la diferencia entre la línea para este  punto y la línea de flujo cero (línea D) es 80 ft/min. Para convertir esta velocidad de fluido en tasa de flujo, debe ser determinada la relación entre volúmenes de fluido y velocidad de fluido para un diámetro interno de casing. Esto es encontrado en la tabla que se encuentra anexa. Suponga que el casing es de 7”, 29 lbs/ft, la velocidad para 1000 b/d es 18.7 ft/min. De esta manera las tasas de flujo son:

iseño e implementación de Pruebas a Pozos de Gas – Parte I: Tipos de Pruebas y Propósitos Marcelo Madrid Hace 7 años Prueba de Pozo

Las pruebas de pozos pueden ser agrupadas en dos grandes categorías basada en su función primaria. La  primera categoría, las pruebas de presión, incluyen  pruebas que permiten determinar las propiedades de la roca y de los fluidos (por ejemplo, la permeabilidad,  porosidad y presión promedio de yacimiento) y la localización e identificación de heterogeneidades del yacimiento (por ejemplo, fallas sellantes, fracturas naturales y capas). La segunda categoría, las pruebas de productividad, incluyen aquellas pruebas que  permite determinar el potencial de producción de un  pozo. 1. Pruebas de Presión. Las pruebas de presión se refieren a aquellas pruebas de pozo en el cual se mide los cambios de presión versus tiempo. Estas pruebas permiten evaluar no solo las condiciones de la vecindad del pozo sino todas las  propiedades in situ más allá de la región afectada por las operaciones de perforación y completación. Adicionalmente estas pruebas de pozo permiten caracterizar importantes características de la formación necesarias para diseñar un plan óptimo de explotación del yacimiento, incluyendo la presión del área de drenaje de los  pozos probados, posible presencia de barreras al flujo (fallas sellantes), y características importantes que dominan la heterogeneidad de un yacimiento (por ejemplo las propiedades de la matriz y fracturas naturales en la roca o las propiedades individuales de capa). Las  pruebas de presión pueden ser divididas en pruebas a un solo pozo y pruebas multipozo. a) Pruebas a un solo pozo. Las pruebas a un solo pozo son aquellas la cual la respuesta de presión es medida siguiendo un cambio en la tasa de producción. De este cambio en la respuesta de presión, se puede caracterizar las propiedades promedios en una porción o en toda el área de drenaje del pozo que se esta evaluando. Una prueba común a un solo pozo es la prueba de restauración de  presión, la cual es obtenida por la primera estabilización de una tasa de producción, a una  presión de fondo (BHP) medida en el pozo, para un posterior cierre. Luego del cierre del  pozo, la BHP restaura como una función en el tiempo, y la tasa de la prueba de restauración es usada para estimar las propiedades del yacimiento/pozo. De estas pruebas podemos estimar la presión promedio del yacimiento y la permeabilidad del área de drenaje del pozo y las propiedades de la región inmediatamente adyacente a la vecindad del pozo. Otra prueba de presión común es la prueba de declinación de presión, que es realizada con una tasa de producción conocida y constante, mientras se observa el cambio de presión en el tiempo. Las pruebas de declinación son diseñadas para determinar las características de flujo del yacimiento, también incluyen la determinación de la permeabilidad y el factor skin. Adicionalmente, cuando el transiente de presión afecta los límites del yacimiento, la  prueba de de declinación de presión permite establecer límites de yacimiento y estimar el volumen de hidrocarburo en sitio del área de drenaje del pozo. Estas pruebas de declinación específicas son llamadas “pruebas de límite de yacimiento”. Cuando por consideraciones

económicas se requiere un mínimo tiempo de pérdida de producción, las pruebas de declinación de producción también pueden ser usadas para estimar el potencial de  producción de un pozo. Las pruebas Falloff son similares a las pruebas de restauración de presión, excepto a que son aplicadas para pozos inyectores. Siguiendo una estabilización de la tasa de inyección, el  pozo es cerrado. BHP, la cual luego empieza a declinar, es medida como una función en el tiempo. Una alternativa para pozos inyectores es la prueba de inyectividad, la cual se inyecta a una tasa medida y se mide como incrementa la presión de fondo a medida que  pasa el tiempo. La prueba de inyectividad es análoga a la prueba de declinación de presión. b) Pruebas Multipozo. Cuando la tasa de flujo es cambiada en un pozo y la respuesta de presión es medida en otro  pozo o grupos de pozos, estas pruebas son llamadas pruebas multipozo. Las pruebas multipozo son diseñadas para determinar propiedades en una región centrada a lo largo de una línea que une pares de pozos de prueba y por lo tanto es sensibles a las variaciones direccionales de las propiedades del yacimiento, como el caso de la permeabilidad. Adicionalmente estas pruebas permiten determinar la existencia de comunicación entre dos  puntos en el yacimiento. El concepto básico en una prueba multipozo es producir o inyectar en un pozo (pozo activo) y observar el cambio de presión en uno o varios pozos aledaños (pozos observadores). De los datos obtenidos, se puede estimar tanto la permeabilidad como la porosidad del área de drenaje de los pozos en estudio y cuantificar el nivel de anisotropía del yacimiento. Por ejemplo, las pruebas multipozo permiten determinar la orientación de las fracturas naturales y cuantificar la relación porosidad-compresibilidad  producto de un sistema matriz-fractura. La prueba de interferencia y las pruebas de pulso son dos pruebas multipozo comunes. En las pruebas de interferencia, el pozo es puesto en producción a una tasa constante durante toda la prueba, mientras que el resto de los pozos aledaños son cerrados y puestos en observación para observar la respuesta de presión producida por el pozo activo en  producción. En las pruebas de pulso, el pozo activo se pone en producción y luego es cerrado, luego retorna a producción y posteriormente el cerrado nuevamente. Esta secuencia de apertura y cierre, la cual es repetida en periodos que raramente exceden unas  pocas horas, produce una respuesta de presión que generalmente es interpretada inequívocamente aún cuando otros pozos en el campo continúan produciendo. 2. Pruebas de productividad. Las pruebas de productividad son diseñadas para medir la capacidad de producción de un  pozo bajo ciertas condiciones del yacimiento. Aunque originalmente estas pruebas fueron utilizadas inicialmente el pozos de gas, las pruebas de productividad también son aplicables a pozos de petróleo. A diferencia de muchas pruebas de presión, algunas pruebas de  productividad requiere estabilización de las condiciones de flujo para un apropiado análisis. Un indicador común de productividad obtenido de pruebas de productividad de un pozo es el absolute open flow (AOF, o Tasa Máxima). Otra aplicación de las pruebas de  productividad es para la generación de la curva de oferta o inflow performance relationship (IPR). La IPR, que describe la relación entre las tasas de producción en superficie y las  presiones de fondo fluyente (Pwf), la cual es utilizada para diseñar facilidades de superficie, entre otros. Las pruebas de producción más comunes se incluyen la prueba de flujo tras flujo, pruebas sencillas, las prueba isocronal convencional y modificada. a) Pruebas flujo tras flujo.

Las pruebas flujo tras flujo, que a veces son llamadas backpressure o prueba de 4 puntos, son realizadas en un pozo con una serie de flujos a tasas estabilizadas para medir la presión de fondo fluyente en la cara de la arena. Cada caudal es establecido en sucesión con o sin un periodo pequeño de cierre del pozo. El requerimiento de los períodos de flujo es que los mismos alcancen condiciones estables, que es a veces una limitación en este tipo de prueba, sobre todo en yacimientos de muy baja permeabilidad, que toman un largo tiempo para alcanzar condiciones estables de flujo. b) Pruebas sencillas. Las pruebas sencillas o también llamadas a un solo punto son realizadas cuando existe limitaciones de factor tiempo para llevar a cabo una prueba de flujo tras flujo en yacimientos de muy baja permeabilidad. En este caso el pozo fluye a una sola tasa de  producción hasta alcanzar una presión de fondo fluyente estabilizada. Estas pruebas son  particularmente apropiadas cuando las características de productividad del pozo están siendo “actualizadas”, cuando son requeridas por entes gubernamentales. Una limitación de

este tipo de pruebas, sin embargo, es que se requiere un conocimiento previo del comportamiento de productividad del pozo, ya sea una prueba anteriormente realizada o  por correlación con otros pozos del mismo campo y de similares condiciones de  producción. c) Pruebas isocronales. Las pruebas isocronales son desarrolladas también para cortos períodos de tiempo para aquellos pozos que tienen un largo período de tiempo de estabilización. Específicamente las  pruebas isocronales son una serie de pruebas a un solo punto desarrolladas para estimar las condiciones de productividad sin llegar a los tiempos necesarios para alcanzar la estabilización del pozo. La prueba isocronal es llevada a cabo por una serie de períodos de flujo y cierre, permitiendo restaurar la presión promedio del yacimiento antes empezar el siguiente período de producción. Las presiones son medidas en el tiempo durante cada  período de flujo. El tiempo a la cual la presión es medida debe ser relativamente la misma al comienzo de cada período de flujo. Por ejemplo se puede medir la presión de fondo fluyente cada 0.5, 1.0, 1.5 y 2.0 horas después de empezar cada período de flujo. Debido al menor tiempo requerido para restaurar esencialmente la presión inicial después de un corto  período de flujo que se debería alcanzar en condiciones estabilizadas en una prueba de flujo tras flujo, las pruebas isocronales son más prácticas en formaciones de muy baja  permeabilidad. Aunque no es requerido para analizar la prueba, un punto de flujo final estabilizado, generalmente es obtenido al final de la prueba. d) Pruebas isocronales modificadas. El tiempo de restauración de la presión promedio del yacimiento antes de fluir en pozo durante un cierto período de tiempo, todavía puede ser poco práctico. En consecuencia, una modificación de la prueba isocronal fue desarrollada para acortar los tiempos de la prueba. El objetivo de esta modificación de la prueba isocronal es obtener los mismos datos de una  prueba isocronal sin alcanzar a veces esos largos períodos de cierre requeridos para alcanzar la presión promedia del yacimiento, en el área de drenaje del pozo. La prueba isocronal es realizada como una prueba isocronal convencional, exceptuando que los  períodos de cierre deben ser igual en duración, pero deben ser igual o exceder el tiempo de los períodos de flujo. Debido a que el pozo frecuentemente no alcanza a restaurar la presión  promedia de yacimiento después de cada período de flujo, la presión de cierre es registrada inmediatamente antes de comenzar el período de flujo, esta presión es utilizada  posteriormente en el análisis en vez de usar la presión promedia del yacimiento. En

consecuencia, la prueba isocronal modificada es mucho menos exacta que la prueba isocronal convencional. Hay que destacar que, al medida que los períodos de cierre durante la prueba son mayores, la calidad del dato y por supuesto la interpretación va a ser mucho más precisa. Igualmente, aunque no es requerido para analizar la prueba, un punto de flujo final estabilizado, generalmente es obtenido al final de la prueba. En el próximo post, la Parte II: Consideraciones generales para el diseño de una prueba de  pozo.

iseño e implementación de Pruebas a Pozos de Gas – Parte II: Consideraciones Generales de Diseño Marcelo Madrid Hace 7 años Prueba de Pozo Si la prueba es diseñada e implementada apropiadamente, ésta puede proveer valiosa información acerca de los pozos y el yacimiento. Generalmente, la aplicación de pruebas a pozos de gas y petróleo incluyen la identificación y la localización de las principales heterogeneidades del yacimiento, tales como fallas sellantes, capas y/o fracturas naturales, calcular los hidrocarburos en sitio y las reservas en varias etapas de la explotación de un yacimiento, con el propósito de seleccionar la estrategia óptima de desarrollo y una estimación de las condiciones de  productividad para el diseño de las facilidades de superficie y equipos de procesamiento. Otras aplicaciones incluyen la determinación de la naturaleza de los fluidos de formación. Por muchos años, una variedad de pruebas han sido desarrolladas. Muchas sin embargo, son apropiadas para una sola condición en específico, la cual pueden darnos diferente información del  pozo y/o yacimiento. Pero más allá de esto, se debe identificar cual es el objetivo de la prueba de forma clara. Una vez estos objetivos han sido identificados, se procede con el diseño de la prueba propiamente, seleccionando a una  prueba de pozo en particular para alcanzar los objetivos deseados, desarrollar  procedimientos de seguridad y economía para la implementación de la prueba, y la selección de los equipos requeridos para obtener los datos apropiados. En general, los objetivos de una prueba de pozo no son solo obtener suficientes datos, y esto es debido al tiempo y los costos que requiere la captura de información. Para satisfacer estos objetivos, el ingeniero debe reconocer las condiciones/ambiente de la prueba, y entender como estos ambientes pueden afectar el diseño e implementación de una prueba.

En este post, se hará un resumen de las condiciones más frecuentes que deben tener en cuenta al momento de realizar una prueba de pozo.

1. Tipo de Pozo y Estatus. Cuando se decide realizar una prueba de pozo, se debe ver el tipo de pozo al que se esta tratando, esto se refiere, si se trata de un pozo de desarrollo o exploratorio, pozo productor o inyector, o de acuerdo a su estatus, pozo activo o inactivo. De acuerdo con esta información, es que se va a escoger la prueba de presión o producción a aplicar. 1.1. Pozos de desarrollo/exploratorios. La mayor diferencia existente entre un pozo de desarrollo y un pozo exploratorio es el tipo de información necesitada. En un campo desarrollado donde la geología y el comportamiento general del yacimiento es conocida, los pozos de desarrollo son perforados  para incrementar reservas y para acelerar producción. En consecuencia, las pruebas en  pozos de desarrollo están concentradas en obtener información específica de las  propiedades individuales en cada pozo en vez todo el yacimiento. Por ejemplo, se puede correr una prueba de restauración de presión para conocer la presión de yacimiento en el área de drenaje de un pozo en específico, la mejora en el skin de un pozo después de haber realizado un trabajo de estimulación y/o reacondicionamiento permanente, o ver la condición del pozo para realizar algún trabajo de este tipo. Por otro lado, cuando un pozo exploratorio es perforado en un área con pocos o ningún  pozo, las pruebas deben estar enfocadas con el propósito de capturar información en una gran área del yacimiento, haciendo énfasis en la evaluación de la potencial de  productividad, estimación de reservas, y la obtención de información geológica. Por ejemplo, en un pozo exploratorio del tipo “wildcat” descubridor de un nuevo yacimiento del cual se tiene poca o nula información disponible, se puede correr una prueba Drill Steam Test (DST) para la obtención de muestras de laboratorio, estimación de  productividad por arenas, calcular la permeabilidad promedio y la presión estática inicial de yacimiento. 1.2. Pozos Productores/Inyectores. La mayor diferencia entre las pruebas entre estos pozos son los diferentes tipos de equipos que se necesitan para ejecutarla. Para la estimación de las propiedades del yacimiento, generalmente se diseña una prueba de restauración de presión, mientras una prueba de varios puntos o sencilla de producción son llevadas a cabo en los pozos para determinar su  productividad. Por otra parte, en pozos inyectores las propiedades del yacimiento son determinadas a través de pruebas de inyectividad y falloff. En general, y debido a los equipos requeridos para la inyección, estas pruebas son muchos más costosas. Campos de almacenamiento de gas son uno de los pocos ejemplos de desarrollo de yacimientos la cual se alterna la inyección y la producción dependiendo el período del año. Durante el final de la primavera y comienzo del otoño, el gas es inyectado hacia los pozos, mientras que durante el final de otoño y comienzos de la primavera, los pozos son producidos para satisfacer la demanda de gas asociada al período invernal. Otras aplicaciones de la inyección en pozos de gas es para proyectos de mantenimiento de presión de yacimientos de gas condensado y programas de desplazamiento de CO2 en yacimientos de petróleo. 1.3. Pozos Someros/Profundos. La mayor diferencia entre estos dos tipos de pozos viene dada por los equipos requeridos. El volumen de fluidos almacenados en la vecindad del pozo distorsiona la respuesta temprana de presión y el control de la duración del efecto de llene o almacenamiento,

especialmente en pozos profundos con amplia capacidad de pozo. Si los efectos de pozos no son minimizados o si la prueba no muestra condiciones estables después de este período, será bastante difícil el análisis e interpretación de los datos mediante los métodos conocidos. Para minimizar el efecto de pozo y la distorsión dentro de los tiempos razonables y ahorro de índole económico/operacional, es necesario la colocación de empacaduras de cierre en fondo. Aunque estos equipos adicionales reducen sustancialmente este problema o aún mejor, los elimina, los costos y tiempos asociados a la prueba también incrementan. Otra consideración que se debe tomar en cuenta son los yacimientos de alta presión - alta temperatura, donde se encuentran los pozos profundos. Bajo estas condiciones se deben emplear equipos que sean resistentes a estos ambientes durante el desarrollo de una prueba. En general, los equipos diseñados para soportar altas presiones y temperaturas son mucho más costosos. Adicionalmente, a medida que la temperatura incrementa con la profundidad, muchos equipos generalmente presentan fallas durante la prueba, por lo cual es conveniente  bajar herramientas como backup. Otro problema relacionado con la temperatura es la degradación de sistema de baterías cuando se usan sensores de memoria. Para evitar este tipo de inconvenientes, generalmente se usan baterías de para altas temperaturas (BHT), mayores a los 300°F. 1.4. Pozos Estimulados/No estimulados. La data de las pruebas de restauración de presión usada para la estimación de la  permeabilidad y el factor skin deben ser tomadas de la región intermedia de la prueba de restauración de presión, que se encuentra dominada por el flujo radial. Esta data obtenida no se encuentra afecta por los efectos de pozo y representa la permeabilidad efectiva del yacimiento. Muchos pozos, particularmente, aquellos que son de muy baja permeabilidad generalmente requieren ser fracturados hidráulicamente para que puedan ser viables su  producción. En estos tipos de pozos, el transiente de presión es frecuentemente afectado por la fractura hidráulica después de que el efecto de pozo culmina. En pozos de muy baja  permeabilidad que han sido fracturados hidráulicamente, la data representada en el período de flujo radial puede no aparecer claramente por muchos meses, inclusive, en años. Debido a estos largos períodos, generalmente es recomendable realizar una prueba de restauración previa al trabajo de estimulación. Una prueba corta es importante para la determinación de la permeabilidad de la formación. Luego, en una prueba posterior al trabajo de estimulación puede ser usada para la evaluación del éxito del mismo y evaluar las condiciones y comportamiento de producción. Si la permeabilidad de la formación fue determinada previamente, la prueba post fractura puede determinar el tiempo de almacenamiento del pozo, así mejorar el diseño de las posteriores pruebas que se vayan a realizar al pozo. Otra consideración en pruebas a pozos con fracturas hidráulicas es la apropiada selección de equipos de superficie. Frecuentemente, la arena es usada es usada como material apuntalante, que puede ser desplazada y producida durante el período de flowback. Debido a que la arena es abrasiva, puede degastar los reductores en superficie, válvulas y líneas de flujo. Si se espera la producción de arena, se debe considerar equipos especiales para el control de este problema.

2. Efecto de las propiedades de roca/yacimiento. 2.1. Altas y bajas permeabilidades de formación. Las propiedades de la formación afectan notablemente el diseño de una prueba. La  principal propiedad afectada es la permeabilidad, la cual dicta el tiempo de duración de la  prueba. Cuando seleccionamos una prueba y tiempo flujo, debe satisfacer muchos criterios. Primeramente, el tiempo de prueba se debe mantener el tiempo suficiente para obtener la información requerida, después de haber sobrepasado el efecto de almacenamiento. Adicionalmente, la prueba debe ser corrida con tiempo suficiente para alcanzar el radio deseado de investigación para evaluar un representativo volumen de formación. En yacimientos de muy baja permeabilidad, el tiempo de flujo requerido para satisfacer ambos criterios frecuentemente son “prohibitivos”, especialmente cuando es gas es quemado hacia la atmósfera (flare) y diferidas de producción. La duración del período de almacenamiento depende muchas características de la vecindad del pozo (por ejemplo, el volumen de la vecindad del pozo y la compresibilidad del fluido) y las propiedades del yacimiento (por ejemplo la porosidad, la permeabilidad, espesor de arena neta y propiedades de los fluidos). Aunque la permeabilidad afecta la duración del  período de almacenamiento de la prueba, esta no es la única propiedad que debe ser considerada en el diseño de la prueba. Por ejemplo, dependiendo de la profundidad del  pozo y la presión de yacimiento, los pozos de baja permeabilidad exhiben efectos de almacenamiento por muchas semanas. Sin embargo, podemos encontrar un yacimiento con la misma baja permeabilidad y presión estática pero mucho más somero, por lo que el

efecto de almacenamiento en este caso sería menor. El ingeniero de yacimientos debería tener en consideración la duración y la severidad del efecto de almacenamiento para cada  pozo. Aunque no podemos modificar las propiedades del yacimiento para eliminar o reducir el efecto de almacenamiento, podemos afectar la mecánica del pozo para cambiar estas  propiedades. Por ejemplo, colocando una empacadura en fondo, podemos reducir la duración del efecto pozo de 3 a 4 veces lo que duraría bajo las condiciones mecánicas normales. Hay que recordar que todos estos equipos en fondo son costosos. Es por ello que, se debe hacer una evaluación económica en cuanto al ahorro de tiempo de prueba versus los costos asociados de estos equipos especiales de cierre en fondo. Tan importante como la duración del período del efecto de almacenamiento, es el tiempo para alcanzar el radio de investigación deseado, el cual incrementa a medida que la permeabilidad del yacimiento disminuye. En este caso, no podemos acortar el tiempo para cambiar las condiciones de la vecindad del pozo. Adicionalmente implicaría en un aumento en los costos operativos, especialmente se tiene un incremento de la producción diferida asociada al pozo. Cuando realizamos una prueba de flujo, debemos reconocer que es necesario crear un drawdown durante el desarrollo de la prueba. La magnitud del drawdown va a depender de las propiedades del yacimiento y la tasa de flujo. Debido a que las propiedades del yacimiento no pueden ser modificadas, es necesario variar la tasa de flujo para variar la  presión drawdown en fondo. La diferencia entre la presión del yacimiento y la de la cara de la arena varía directamente con la tasa de flujo y es inversamente proporcional a la  permeabilidad. Para pozos con alta permeabilidad, una tasa alta de flujo puede ser alcanzada con un pequeño drawdown, a diferencia de un pozo de baja permeabilidad con la misma tasa de flujo. Es importante acotar que altas tasas de flujo requiere de separadores y medidores más grandes en superficie. Adicionalmente, más gas es venteado o quemado a menos que este conectado con la línea de producción en superficie. Los costos asociados a  pozos con una alta producción (alta permeabilidad) incrementan, sin embargo los tiempos de prueba son muchos más cortos. Finalmente, a consecuencia de las altas tasas de  producción y drawdown, puede generar una indeseada condensación retrógrada dentro del yacimiento en yacimientos de gas condensado o una desconsolidación en arenas no consolidadas. Ambas condiciones pueden generar un daño adicional en la vecindad del  pozo. 2.2. Pruebas en una sola y múltiples arenas.  Nuevamente, la mayor diferencia entre estos dos escenarios son los tipos de equipos que se requieren para realizar la prueba de pozo. Los objetivos y técnicas de la prueba son en esencia, la misma. Cuando se corre una prueba a una sola zona en específico, ya sea una  prueba de declinación o restauración de presión, permite determinar propiedades del yacimiento, como la permeabilidad, el factor skin, o en pozos con fractura hidráulica, la longitud de fractura obtenida. Durante la prueba, la arena productora se comunica con el  pozo a través un intervalo a hoyo abierto o a través del casing cañoneado. En pozos completados en múltiples arenas, la misma prueba de declinación o de restauración de  presión es aplicada, sin embargo, se debe aislar la zona que se quiere probar del resto de las arenas que infra y/o suprayacen a ésta. Los equipos para el aislamiento de las arenas varían de acuerdo con la técnica de aislamiento que se quiere aplicar. Por ejemplo, cuando se quiere aislar una zona que se encuentra por debajo de la arena de interés, se usa un tapón  puente mecánico, que puede ser colocado con una unidad de wireline o por tubería.

Después del asentamiento entre las zonas, se procede a sacar la unidad de wireline o tubería fuera del pozo. Cuando la zona a aislar se encuentra en la parte superior, normalmente se usa una empacadura. La empacadura y tubería, es colocada entre la arena de prueba y las arenas  productoras que se encuentran encima de éstas. Cuando se quiere aislar tanto una zona tanto por encima como por debajo de la arena de interés, se aplican los métodos mencionados anteriormente. Este tipo de trabajos no son comúnmente aplicados debido a los altos costos operativos, por lo que muchos ingenieros realizan una sola prueba de restauración o declinación para todas las arenas en conjunto. 3. Consideraciones Ambientales y de Seguridad. 3.1. Gases dulces, agrios y corrosivos. Se debe tener en consideración el tipo de gas que se produce en el pozo, especialmente cuando se implementan procedimientos de seguridad al momento de incorporar protección adicional contra corrosión a los equipos a utilizar. Los gases dulces se refieren a aquellos que no poseen poca o nula proporción de componentes impuros, mientras que los gases agrios y corrosivos contienen una gran cantidad de gases no hidrocarburos, tales como el sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2). Cuando el ambiente de prueba contiene H2S, todos los estándares de seguridad industrial deben ser seguidos y aplicados. Generalmente, el H2S es reconocido por un muy mal olor. La exposición prolongada de este gas a muy pequeñas concentraciones puede afectar el sistema nervioso, así como afectar el sentido del olfato. Cuando hay altas concentraciones presentes, puede causar efectos fatales como muerte de forma casi inmediata apenas el olor es detectado. Es por ello que se debe usar equipos específicamente diseñados para la presencia de este gas. Adicionalmente, el personal operativo debe estar muy bien entrenado en cuanto a  procedimientos de seguridad en ambientes con posible presencia de H2S se refiere. Picaduras del cable y fallas en el equipo de wireline pueden ocurrir en pozos en presencia de otros tipos de gases, como el CO2. Diferentes compuestos de cables permiten trabajar  bajo varios ambientes, lo que se traduce en ahorro operacional al momento de realizar operaciones de pesca para extraer los sensores que se encuentran en fondo. Estos equipos especiales igualmente incrementan los costos operativos, pero deben ser incluidos en el diseño de la prueba. 3.2. Riesgo ambiental. Finalmente, el ingeniero debe estar consciente del riesgo ambiental, especialmente con el venteo y quema de grandes cantidades de gas hacia la atmósfera. El caso ideal sería realizar una prueba sin realizar quema de gas. Cuando el pozo se encuentra conectado a una línea de producción en superficie, el volumen de gas liberado a la atmósfera es muy pequeño. Cuando se diseña cualquier prueba de pozo, el ingeniero debe estar consciente y adherirse a todas las regulaciones ambientales.

Diseño e implementación de Pruebas a Pozos de Gas – Parte III: Ejecución de diseño Marcelo Madrid Hace 6 años Prueba de Pozo

En este post, hablaremos un poco acerca de los procedimientos específicos para diseñar una  prueba de presión para pozos poz os de gas. Aunque los conceptos aquí tratados se s e remitirán al diseño de una prueba de restauración de presión y drawdown, estos conceptos generalmente  pueden ser extendidos a otros tipos de pruebas p ruebas de presión. 1. Estimaciones de las propiedades del yacimiento en el prediseño. Muchos aspectos del diseño de la prueba de presión dependen de la precisión de la estimación de la permeabilidad y el factor skin. Aunque las estimaciones de las propiedades de la roca y de los fluidos son requeridas, las estimaciones de la permeabilidad y el factor skin son generalmente más difíciles, porque frecuentemente son el objetivo a buscar en una  prueba de presión. Algunos métodos para la obtención ob tención de datos para estimación de la  permeabilidad incluyen los análisis de núcleo en laboratorio, resultados de pruebas de restauración de presión en otros pozos, pruebas de productividad (interpretadas con la ecuación radial en estado pseudo estable con una estimación del factor skin), o de un pozo con comportamiento de yacimiento infinito, estimado con la ecuación de estado no estable (también con una estimación del factor skin). En este post se ofrecen algunas sugerencias técnicas para obtener valores de permeabilidad y factor skin en la etapa de diseño en una prueba de presión. El transiente de flujo es modelado de manera rigurosa en términos de pseudopresión y pseudotiempo, o lo que es simplemente un ajuste de las variables de presión y tiempo. Sin embargo, dadas las numerosas aproximaciones que deben ser hechas en el diseño de una prueba de presión,  pensamos que las ecuaciones formuladas para p ara realizar el diseño en términos de presión y tiempo (sin corrección) son suficientes para tener una precisión más o menos aceptables.

1.1. Factor Skin (s) El factor skin es un número adimensional utilizado para calcular la caída adicional de  presión de la zona de permeabilidad alterada inmediatamente adyacente ad yacente a la vecindad del  pozo. Debido a las operaciones de perforación perfor ación y completación, la permeabilidad de esta zona se ve reducida en comparación a la zona no alterada. Bajo estas condiciones, el factor skin refleja un valor positivo. Valores positivos muy altos indican una alta reducción de la  permeabilidad de la zona de la formación adyacente al pozo. poz o. Si se le aplica algún tratamiento ácido o fracturamiento hidráulico en esta zona, es probable que los valores de factor skin puedan ser reducidos. El factor skin puede ser estimada de varias maneras. Una forma de estimarla, por medio de analogía (no recomendada) por medio de pruebas de  presión obtenidas en pozos vecinos, con similar tipo de fluido y completación. En pozos donde la formación tiene muy baja permeabilidad, que después de haber realizado un trabajo de estimulación, generalmente se toma un valor valor de s=-1 para tratamientos en base a KCl o s=-2 para acidificaciones. Adicionalmente en la tabla 1, se muestra el valor de skin a obtener en distintas estrategias de estimulación a un pozo. Tabla 1. Valores de Factor Skin estimados en base a estrategias de estimulación y completación de pozos Tipo de Estimulación s Completación Natural 0 Tratamientos ácidos en la cara de la arena -1.0 Tratamientos ácidos de profundidad intermedia -2.0 Acidificación profunda o pequeña Fractura Hidráulica -3.0

Fractura Hidráulica intermedia -4.0 Larga Fractura Hidráulica en un yacimiento de baja -6.0  permeabilidad Debido a los efectos del flujo no darciano (turbulencia y efectos inerciales no considerados en la ecuación de Darcy) que son característicos en el flujo de gas, una caída adicional de  presión similar puede ocurrir en la vecindad del pozo. poz o. A diferencia del efecto skin causados  por las alteraciones durante la perforación y completación, el flujo turbulento no es una constante, y varía de acuerdo a la tasa de flujo. En consecuencia, el factor skin estimado a través de las pruebas de pozo es un aparente factor skin, s’, que viene dada por la Ec.1:

Donde: s=factor skin verdadero, a veces llamada skin mecánico. Dqg=tasa de gas dependiente del factor skin. El coeficiente D, de flujo turbulento o no darciano viene dada por la Ec. 2:

El factor de turbulencia, beta, es estimada con la Ec. 3: Aunque D realmente no es una constante, la ecuación dada es adecuada para propósitos de diseño de la prueba de presión. 1.2. Permeabilidad de Formación. Como se comentó anteriormente, las fuentes para la estimación de la permeabilidad de la formación incluyen los análisis de laboratorio a muestras de núcleo provenientes del pozo a ser probado o uno que se encuentre a las adyacencias del mismo. Pruebas de pozos en  pozos adyacentes al de estudio también pueden ser utilizadas. Alternativamente, si se aplicaron pruebas de productividad en el pozo a ser probado, la ecuación de flujo en pseudo estado estable (escrita aquí para fluidos ligeramente compresibles) puede ser utilizada para la estimación de la permeabilidad, Ec. 4:

Cuando las condiciones del flujo de gas están estabilizadas, la permeabilidad al gas puede ser estimada por la Ec. 5:

Donde: s’= factor skin definida en la Ec.1

qg=Tasa de flujo, MPCN/D El factor volumétrico del gas es evaluado con la presión promedio del reservorio mediante la Ec. 6:

Es de destacar que el tiempo de estabilización va a depender de la  permeabilidad de la formación y la etapa de desarrollo del yacimiento. En nuevos pozos localizados en yacimientos con poco desarrollo, y aún más sin son apretados, los pozos no llegan alcanzar las condiciones de estabilización por muchas semanas, e inclusive algunos meses. En este caso, la permeabilidad debe ser estimada utilizando la ecuación de estado no estable. En la Ec. 7 de estado no estable es aplicable cuando existen ligeros cambios en la tasa de flujo de gas:

Donde:  ps=presión estabilizada, medida al cierre y/o comienzo de la prueba prueb a de presión, lpc En yacimientos nuevos, con poco agotamiento de presión, la presión de cierre es  prácticamente igual a la presión inicial de yacimientos, ps=pi, mientras que en yacimientos con cierto desarrollo, ps
Donde: Gp= producción de gas acumulada, MPCN qg= tasa de producción de gas, MPCN/D Se debe definir el radio de drenaje efectivo, rd, mediante la Ec. 9:

Donde: ug= viscosidad promedio, cps Ct= compresibilidad promedio, 1/lpc Incorporando la Ec. 9 dentro de la Ec.7, se hace rearreglo de la misma, obteniéndose la Ec. 10:

La Ec. 10 puede ser resuelta iterativamente haciendo el siguiente procedimiento recomendado. Es de notar que, si los datos de flujo se encuentran difusos producto del efecto de almacenamiento del pozo, este procedimiento  puede sobreestimar la permeabilidad. El procedimiento se describe a continuación:

1) Fijar un valor inicial de Kg, usando este valor, calcular la rd de la Ec. 9. La estimación inicial de Kg puede ser no más que una asunción. 2) Usando el valor de rd del primer paso, resolver la Ec. 10 para Kg. Compare el valor obtenido de kg con el asumido inicialmente. Si el valor es aproximado, pare, de lo contrario, continué con el proceso iterativo. 3) Usando la kg estimada en el segundo paso, asuma un valor de rd. 4) Con este valor estimado de rd, resuelva la Ec. 10 nuevamente para determinar Kg. 5) Repita los pasos 3 y 4 hasta que el valor de kg muestre convergencia. Ésta ocurre generalmente en 2 o 3 cálculos. 2. Estimaciones del Tiempo de la Prueba 2.1. Yacimientos Homogéneos El período del flujo debe ser suficientemente largo para que el transiente de presión se mueva más allá del efecto de almacenamiento y la zona de la formación afectada por el factor skin. En términos de variables adimensionales, la duración del período de almacenamiento durante una prueba drawdown o de inyección en un pozo con un daño mayor o igual a 3.5 es estimada por medio de un ajuste empírico mediante las curvas tipo de Agarwal, Ec. 11: Donde, para el tiempo en horas, se usa la Ec. 12:

Para pozos de gas, la Ec. 12 es evaluada con la presión promedia del yacimiento. La Ec. 11  predice el tiempo de descarga del pozo cuando esta est a produciendo a una tasa constante. Esta ecuación puede ser usada también en aquellos pozos que presentan una poca variación en la tasa de producción cuando se esta realizando el diseño de la prueba de pozo. El coeficiente del efecto de almacenamiento adimensional, CD, en la Ec. 11, es definida por la Ec. 13:

Donde: C=es el coeficiente producido por el efecto de almacenamiento, bbl/lpc Cuando coexisten tanto el gas como petróleo en el pozo, o cambios de interface gas/líquido, el término C puede ser calculado con la Ec. 14: Donde:

2

Awb= Área de flujo, pies

ρwb= Densidad del fluido, lbm/pies3

Cuando en el pozo existe una sola fase, el coeficiente puede ser determinado con la Ec. 15:

En términos de variables adimensionales, la duración del efecto de almacenamiento, twbs  para una prueba de flujo, el período de flujo antes ant es del cierre para la prueba de restauración restaur ación o la prueba de inyección es estimada por la Ec. 16:

La Ec. 16 es frecuentemente modificada para la determinación de la distorsión producida por el efecto de almacenamiento en las pruebas de restauración de presión, sin embargo, para simplificar los cálculos, se utiliza la misma ecuación para diseñar pruebas de declinación de presión y pruebas de restauración de  presión.

Soluciones para análisis de productividad: Fondo, cabezal y separador Marcelo Madrid Hace 6 años Producción Los análisis que se realizan de un sistema de  producción en su conjunto permiten predecir el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos. Como resultado de este análisis se  puede obtener, por lo general, una mejoría mejor ía en la eficiencia de flujo o bien un incremento en la  producción. El análisis nodal es una técnica basada bas ada en procedimientos de análisis de sistemas que consiste en combinar los distintos componentes de un  pozo de gas o petróleo, con el propósito propó sito de predecir las tasas de flujo y optimizar los distintos componentes en el sistema, para así tomar decisiones que conlleven al aumento en la producción de los hidrocarburos del yacimiento. Este método tiene la  particularidad de combinar la habilidad del pozo para  producir fluidos (IPR, Inflow Performance Perfor mance Relationship) con la habilidad del sistema de tuberías  para manejarlos (VLP, Vertical Lift Performance), tomando en cuenta la manera como se interrelacionan las distintas pérdidas de presión. En un sistema de producción se conocen siempre dos presiones, presión del separador y  presión estática del yacimiento, a partir de las cuales se puede pued e determinar la presión en algún nodo intermedio, de esto se trata el análisis nodal. Los resultados del análisis no solo  permiten definir la capacidad de producción de un pozo, para una determinada serie de condiciones, sino también muestran como los cambios en cualquier parámetro afectan su comportamiento. Para la predicción de su comportamiento, el sistema de producción debe ser dividido en tres componentes básicos, y obtener la caída de presión en cada uno de ellos, a saber:

a.- Flujo a través de un medio poroso (yacimiento), donde se toma en cuenta el daño ocasionado por el lodo de perforación, la cementación, el cañoneo, etc.  b.- Flujo a través de la tubería vertical (tubería de producción), prod ucción), considerando todas las restricciones de los posibles aparejos colocados en la tubería, por ejemplo empacaduras, reductores de fondo y válvulas de seguridad, entre otros. c.- Flujo a través de la tubería horizontal (línea de descarga), tomando en cuenta los estranguladores de superficie, medidores de orificio, bombas y el resto de facilidades colocadas antes de que el fluido llegue al separador. Usualmente se divide en dos partes, la tubería horizontal antes del estrangulador y la tubería horizontal después del estrangulador. Este efecto de los distintos componentes se trata mediante el uso del concepto nodal. Para la obtención de las caídas de presión se deben asignar nodos en diversos puntos del sistema de producción, tal como se muestra en la Figura 1, y empleando un método de cálculo adecuado se determina la caída de presión entre dos nodos. Después se selecciona un nodo solución y las caídas de presión son adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, hasta alcanzar el nodo solución o incógnita. Un nodo se clasifica como funcional cuando existe una presión diferencial a través de él y la respuesta de presión o tasa de flujo puede representarse mediante alguna función matemática o física.

 Fig. N° 1.  Localización de diversos nodos. Cada uno de los componentes del sistema puede ser evaluado por separado, considerándolo como un punto de interés o nodo. La disposición del punto de interés o nodo solución, depende de las necesidades del estudio y por razones prácticas se hace referencia a cualquiera de las siguientes localizaciones: a.- Solución en el fondo del pozo: Probablemente la posición solución más común es el fondo del pozo, es decir en el centro del intervalo perforado (Nodo 6 de la Figura 1). Para encontrar la tasa de flujo en esta posición el sistema completo se divide en dos componentes: El yacimiento y el sistema total de tubería. En este caso se debe construir la curva de oferta, a partir de las presiones de fondo y las tasas de flujo (Curva IPR), y la curva de demanda, a partir de las tasas asumidas, y sus correspondientes presiones de cabezal, y las presiones de fondo requeridas a partir de las correlaciones de flujo multifásico (Curva VLP). La intersección de ambas curvas muestra la tasa de flujo posible  para el sistema, que no es la mínima ni la máxima, y mucho menos la óptima, sino la tasa a la cual el pozo producirá para el sistema de tubería instalado, mientras no se realice ningún cambio en el sistema, es decir, el tamaño en las tuberías, el estrangulador, la presión de separador o el cambio en la curva de IPR a través de una estimulación.

La solución en el fondo del pozo permite aislar el componente yacimiento a partir del sistema de tubería. Por lo tanto, si se estima un cambio en la presión promedio del yacimiento, se puede observar el cambio que ocurrirá en las tasas de flujo mediante la construcción de la curva IPR a las diferentes presiones de yacimiento (Figura 2). Este comportamiento es teórico, pues se ha demostrado en campo que la RGP cambia a medida que se agota la presión del yacimiento, por lo que será necesario construir una nueva curva de demanda para cada caso.

 Fig. N° 2. Predicción de comportamiento futuro. Existen otros casos en donde la solución en el fondo del pozo es la mejor para ilustrar el efecto de ciertas variables. Uno de estos es mostrar el cambio esperado en la tasa de flujo al estimular o remover el daño del pozo. En la Figura 3 se muestra como la curva de oferta cambia al aumentar la eficiencia de flujo, aumentando la tasa de producción del pozo.

 Fig. N° 3. Efecto de la eficiencia de flujo en la producción del pozo. b.- Solución en el tope del pozo: Otra posición solución muy común es el tope del pozo, es decir el cabezal o árbol de navidad, ubicado en el nodo 3 de la Fig. 1. El sistema completo es de nuevo dividido en dos componentes con el propósito de hallar la tasa de flujo posible. El separador y la línea de flujo se consideran como un solo componente; se comienza con la  presión de separador, determinando la presión de cabezal necesaria para mover las tasas de flujo asumidas, a través de la línea de flujo hasta el separador. El yacimiento y la sarta de tubería de producción se consideran como el otro componente; se comienza con la presión del yacimiento y se prosigue hasta el medio de las perforaciones para obtener Pwf, utilizando la curva apropiada o ecuación IPR; luego se utiliza esta presión y se prosigue hasta el tope de la tubería a fin de hallar la presión necesaria en el cabezal para la tasa de flujo establecida. Al considerar la solución en el cabezal del pozo, la línea de flujo es aislada y por lo tanto es fácil mostrar el efecto de cambiar el tamaño de dicha línea. En la Figura 4, se muestra el comportamiento del pozo si se cambia la línea de flujo por una de mayor diámetro, utilizando el nodo solución en el tope del pozo. Se observa que la nueva curva de demanda es lo suficientemente plana para todas las tasas, lo cual indica que la fricción no es excesiva y que no es necesario evaluar grandes diámetros de líneas de flujo.

 Fig. N° 4. Efecto del cambio de diámetro de tubería en la producción del pozo. c.- Solución en el separador: La selección de la presión de separador es crítica cuando se diseñan sistemas rotativos de levantamiento artificial por gas, o cuando la presión del gas debe ser incrementada en el separador para que fluya a una presión mas alta dentro del sistema, tal como en una línea de distribución de gas de venta o en otro sistema de recolección. La presión del separador controla la presión de succión del compresor y está directamente relacionada con los requerimientos de potencia del compresor. Por consiguiente, la presión del separador no debería disminuir o incrementarse indiscriminadamente, sin haber llevado a cabo el análisis sobre el sistema completo de  bombeo, y en particular sobre la línea de flujo. Aún cuando se intuya que una disminución en la presión del separador incrementará enormemente la tasa de flujo, esto puede no ser del todo cierto. Hay muchísimos casos donde una disminución en la presión del separador fracasa en el cambio de la tasa de productividad. La razón por la cual esto sucede es que la línea de flujo o la tubería puede estar sirviendo como restricción. En pozos de baja  productividad, el yacimiento por si mismo puede ser la restricción y un cambio en la  presión del separador tendrá muy poco efecto sobre la tasa de producción, ya que una adicional caída de presión ofrece un pequeño incremento en la productividad. Al tomar posición en el separador es absolutamente fácil visualizar el efecto de la presión del separador en la tasa de flujo (Figura 5). Este cambio en la tasa, si existe alguno, está influenciado por el sistema total, incluyendo la capacidad productiva del pozo (Curva IPR) y los tamaños y longitud de la tubería y la línea de flujo. Como una especie de precaución, el tamaño de la línea de flujo debe analizarse siempre, antes de realizar la selección final de la presión del separador. Existen casos de campo donde los cambios en la línea de flujo muestran variaciones más grandes en la tasa, que cuando se cambia la presión del separador.

 Fig. N° 5. Efecto de la presión del separador. El mismo procedimiento que se aplica para pozos de petróleo puede aplicarse a los pozos de gas. Es recomendable incluir el término de turbulencia en el análisis de pozos de gas, aunque su efecto es despreciable en yacimientos con bajas permeabilidades. El sistema de  producción para un pozo de gas puede dividirse internamente en los mismos componentes que un pozo de petróleo, es decir, el yacimiento, la tubería vertical o direccional, la línea de flujo en superficie y el separador de presión. La presión en el separador para un pozo de gas tiene especial importancia ya que el gas es normalmente transportado mediante algunas líneas surtidoras para la venta de aproximadamente 1.000 lpca en la salida. El operador se enfrenta con la disyuntiva de determinar a que presión se desea mantener la presión del separador, de tal forma que sea lo suficientemente alta para colocar el gas directamente en el interior de la tubería con salida al mercado, o instalar un compresor (que trata de bajar la  presión del separador e incrementar la tasa) para elevar la presión a fin de colocar el gas dentro de la línea de salida al mercado. Este problema envuelve ciertas condiciones económicas y el costo de la compresión debe ser ponderado contra el incremento de la  producción obtenido. Tomado de: Manual de Optimización de Producción. CIED

Simulación de Fracturamiento Hidráulico Marcelo Madrid Hace 2 años Fracturamiento Hidráulico

Una vez definido la geometría de fractura necesaria para obtener la producción deseada, es necesario volcar toda la información en un simulador para diseñar la operación (caudales, concentración de agentes de sostén, volúmenes y tipos de fluidos, ...). También una vez terminada la operación se volcará en el simulador los datos registrados en el pozo para verificar que cotejen con el diseño. En el mercado hay varios simuladores comercialmente disponibles, pero las compañías de servicios utilizan cuatro principalmente. Cuando hablamos de simuladores entendemos un programa (soft) desarrollado por alguna compañía. Cada simulador contiene varios modelos matemáticos. Cualquiera sea el simulador utilizado se deberá seleccionar un modelo u otro según el comportamiento de la  presión de fractura. Modelos Los primeros modelos matemáticos utilizados fueron los modelos en dos dimensiones o 2D. Todos los simuladores comerciales incluyen por lo menos los 3 más reconocidos de ellos. Estos 3 modelos son:   

PKN (Perkins, Kern, Nordgren) KGD (Kristianovich, Geerstma, De Klerk) Radial

Con la evolución de la informática al principio de los 90, salieron al mercado simuladores pseudos tridimensionales (P3D) que podían ser ejecutados en PC. Según los autores el mismo modelo puede ser considerado como P3D o 3D. Estos modelos se dividen  principalmente en dos grupos según se basen en el análisis en celda o análisis global. Existen también modelos 3D mucho más sofisticados que se pueden ejecutar solamente en work station, y que son reservados para estudios teóricos. Los simuladores tratan de aproximarse lo más posible a lo que pase en el reservorio, pero todos son limitados y consideran algunas asunciones. Los simuladores comerciales más usuales, y que utilizan las compañías de servicios son: Fracpro RES®, Fracpro PT®, FracCADE® y el Meyer®. Modelos 2D En los modelos 2D la altura es fijada por el usuario. Es decir que quien realiza el diseño

deberá estimar cuál sería la altura de la fractura. La altura puede ser la altura de la capa de interés más algo dentro las barreras o hasta otra capa más alejada. Una de las consecuencias de ese tipo de modelo es que generalmente la altura asumida en el diseño es menor que la real, y en consecuencia resulta que la fractura estimada es más larga que la real. Hubo una tendencia a abandonar completamente estos modelos y reemplazarlos por P3D porque en la mayoría de los casos las presiones teóricas son bastante diferentes de las presiones medidas en el campo. No deben ser descartados porque hay condiciones en donde los modelos 2D son más representativos que los P3D. Los modelos en 2D asumen: 

 



Que las fuerzas de corte en los planos perpendiculares al plano de fractura planos  pueden ser despreciadas. Esto implica que se asume una elasticidad en dos planos o dos dimensiones. Que la altura de la fractura es CONSTANTE. Que los valores de E (Young), ν (Poisson), Ct (perdida de filtrado), y "toughness"

son constantes en toda la altura de la fractura. Que el fluido se desplaza en una sola dirección (=> existe un cambio de presión en una sola dirección).

Modelo PKN El modelo PKN considera que no hay deslizamiento de la capa fracturada en la interface entre la capa de interés y las barreras. Es decir que al nivel de las barreras no hay ningún movimiento. Eso implica que la fractura tendrá una forma elíptica tanto en los  planos vertical como horizontal. La presión dentro de la fractura es gobernada por las  pérdidas de fricción. Teóricamente la presión neta debería incrementarse paulatinamente durante toda la operación. El modelo considera cada sección vertical se deforma independiente de las demás. El ancho de la fractura es proporcional a la altura y casi independiente de la longitud. Este modelo sería más representativo para fracturas que tienen longitudes mayores a la altura. Sería aplicable solamente en formaciones donde las barreras tienen esfuerzos in situ netamente mayor que los de la zona de interés. Por el contrario, si no hay suficiente diferencia entre los stress la fractura crecería en altura dentro de las barreras. Las características del modelo son:     

Altura fija y flujo en una dirección. Sin esfuerzo en plano vertical.· El ancho varía con la altura.· Presión neta aumenta con el tiempo. El modelo seria apropiado cuando h < Xf.

F igura 1. Modelo PKN. Modelos KGD (también llamado GDK) El otro modelo 2D comúnmente utilizado anteriormente es el KGD. Esto modelo considera que hay deslizamiento de las capas en la interface entre la capa de interés y las barreras, lo cual debe ser muy excepcional, si acontece en la naturaleza. En consecuencia la fractura tendría una forma elíptica en el plano horizontal y rectangular en el plano vertical. Simula fracturas más anchas, más cortas y con mayor conductividad que el PKN. Teóricamente la  presión neta debería disminuir paulatinamente durante toda la operación. El ancho de la fractura es proporcional a la longitud e independiente de la altura. Las características del modelo son:     

Altura fija y flujo en una dirección. Sin esfuerzo en plano horizontal. El ancho NO varía con la altura. Presión neta decrece con el tiempo. El modelo seria apropiado cuando h >Kf.

F igura 2. Modelo KGD. Modelos pseudo 3D: Análisis en celdas (Grids) Todos los modelos P3D consideran la fractura como un plano liso y no consideran cambio de dirección en la fractura una vez salida de la vecindad del pozo. Por lo tanto también son llamados modelos planares. Algunos modelos dividen la fractura en celdas verticales. Utilizan las leyes de elasticidad. Son pseudo 3D, y utilizan una mezcla del modelo PKN en el sentido del desplazamiento longitudinal y del modelo KGD para simular el crecimiento de la fractura en altura. Por el uso combinado de estos dos modelos la presión neta es muy dependiente de la fricción sobre las caras de la fractura y la limitación principal en el crecimiento en altura es la diferencia de los esfuerzos in situ entre las diferentes capas. Según la precisión en los cálculos pedida por el usuario el simulador dividirá la fractura en una cantidad mayor o menor de celdas, lo que influirá en el tiempo de procesamiento. En cada celda se simula el ancho, la presión, la altura, la medida en que crece la fractura etc., aplicando el balanceo de masa entre las diferentes celdas. El simulador FracCADE de Schlumberger es basado en este modelo. Pueden ser utilizados en tiempo real para cotejar en la misma locación diseño y operación, recibiendo los datos de presión, caudal y concentración del fracvan. Los modelos basados en el análisis en celda calculan para cada celda en:    

La altura y ancho calculados en función de la presión neta. Presión neta media en la celda. Balance de masa (leak-off). Puedan considerar efectos de convección.

Modelos pseudo 3D: Lumped models. Los modelos, tipos análisis global (lumped), fueron diseñados cuando las computadoras no tenían la potencia de hoy y para poder simplificar y llevar el trabajo de simulación al pozo en lugar de hacerlo en las oficinas. En consecuencia son modelos mucho más rápidos para correr que los de análisis por celda. En lugar de resolver ecuaciones para cada celda

simplifican las ecuaciones agrupando (lump) y promediando v arios parámetros (Ε, υ, Ct, ...)

en uno solo. Entonces el resultado es una fractura que tiene la forma de dos semi elipses. Los simuladores comerciales basados en estos modelos son el Meyer y el Fracpro. La determinación de los valores "agrupados" de los parámetros para diferentes casos de fractura se hizo utilizando un modelo 3D total (fully 3D). Los resultados son aproximaciones y no soluciones exactas. El programa utiliza ecuaciones de flujo en dos dimensiones y permite calcular los efectos de convección. A la diferencia de los P3D que utilizan el cálculo en celda, estos modelos consideran que el crecimiento en altura es limitado principalmente por la presencia de capas de alta  permeabilidad y no por la diferencia entre los esfuerzos in situ. En su modelo P3D el Fracpro, utiliza el fenómeno de dilatancia (propiedad no elástica de la roca) para simular el efecto de resistencia en la punta de la fractura. Este considera que la mayor perdida de  presión es en la punta de la fractura y no es por fricciones a lo largo de la fractura. El coeficiente de dilatancia puede ser ajustado por el usuario según la formación y en función del cotejo de curvas. De todos modos uno puede utilizar un simulador u otro, lo importante es de definir cual de los modelos disponibles se adapte más para la zona, y configurar los diferentes parámetros  para cada yacimiento. P3D - Listado comparativo Los simuladores más utilizados que se encuentren en el mercado y con los cuales estamos trabajando por intermedio de las compañías de servicios son: Fracpro RES®: Desarrollado por la empresa RES. Este programa ha sido diseñado originalmente para el Gas Research Institute (GRI), que eran los dueños de la licencia del  programa. En 1994 el GRI vendió una licencia a RES. La compañía de servicios que lo utiliza como programa básico es San Antonio. BJ lo puede utilizar si lo pedimos. Fracpro PT®: Cuando en 1994 el GRI se deshizo de la licencia tuvo una cisión en RES y se formó Pinnacle Technology (PT), a quién el GRI vendió también una licencia. Desde entonces las dos compañías hicieron evolucionar el soft cada uno en su dirección.  No hay demasiado diferencias entre los dos, pero lo suficiente para que los archivos de uno no sean utilizables en el otro. Es el soft oficial de Halliburton. Lo uso también BJ y Schlumberger a pedido. FracCADE®: Es el simulador de fractura diseñado por Schlumberger. Es un simulador que trabaja con celdas, no simula multifractura porque no acepta el concepto. La única compañía de servicio que lo usa es Schlumberger. Meyer®: Diseñado por la empresa Meyer, empresa de softwares. No tenemos licencia, es un modelo lumped que puede simular multifracturas si el usuario lo desea, pero los autores recomienden no usar esta opción para simular considerando que es muy poco probable que sucedan. Es el soft oficial de BJ. Stimplan®: es otro de los simuladores disponible en el mercado, pertenece a la empresa  NSI que se dedica a consultoria.

F igura 3. Resumen de características de simuladores de Fracturamiento Hidráulico comerciales. Modelos Fully 3D Hay modelos realmente 3D que dividen el reservorio en una malla de celdas en las direcciones vertical y horizontal (longitudinal y lateral). Cada celda esta definida por sus  parámetros de mecánica de roca, lo que permite simular discontinuidades. Por sus complejidades estos modelos se utilizan solamente desde una workstation y para estudios tal como calibrar los otros modelos y hacer trabajos de investigación. Es a partir de estos modelos que se determinaron los parámetros "aglomerados" (lumped) utilizados en soft como el Fracpro. Si generalmente tenemos problemas para conseguir la información necesaria para hacer una simulación sencilla en un modelo P3D, debemos olvidarnos de tener la información para una simulación más sofisticada. Estos modelos se basan en:



Elasticidad en 3D. La altura es calculada con la presión neta.



Para Ε, υ, Ct y "toughness" se usan los valores "verdaderos" para cada zona.







Flujo de fluido en dos direcciones (considera efectos de convección para el agente de sostén). Modelos existentes: TerraFrac, GOHFER y Frank3D.

F igura 4. Características de la simulación de Fracturamiento Hidráulico 3D.

Mecánica de las Rocas aplicado al Fracturamiento Hidráulico (Parte II) Marcelo Madrid Hace 12 meses Fracturamiento Hidráulico

Como continuación del artículo anterior , se explicarán los términos necesarios para el entendimiento de los diseños de fracturamiento hidráulico. La mecánica de las rocas (también llamada reología de las rocas), es la ciencia teórica y aplicada del comportamiento mecánico de las rocas. Como se mencionó anteriormente, parte de la teoría es aceptada por todos los especialistas, pero otros fenómenos que actúan dentro de la formación son interpretados de manera diferente según los “gurúes”, y por

ende en los diferentes simuladores.

1. Cambios en los esfuerzos en función por cambio en la presión poral Cuando diseñamos una fractura necesitamos conocer los valores del esfuerzo mínimo en la formación a fracturar y en las formaciones adyacentes. Estos valores pueden ser deducidos de los perfiles, pero siempre deberán ser verificados en el campo con una prueba de inyección a caudal de fractura. Los esfuerzos deducidos de perfiles son los esfuerzos en las condiciones del pozo en momento de la perforación. Durante la fase de producción las condiciones cambian y los esfuerzos no son constantes. Si el pozo ha estado en producción o en inyección antes de definir la fractura, la presión poral ha cambiado, y por ende los esfuerzos in situ han cambiado. Es importante tenerlo en cuenta ya que en un pozo inyector,  podemos encontrarnos con presiones de fractura mayores que las presiones normalmente observadas en el yacimiento.

Las ecuaciones anteriores pueden ser representadas gráficamente para un uso más sencillo. Hemos visto anteriormente la definición del esfuerzo efectivo. Es fácil confundir los dos conceptos, entonces para entender la relación entre esfuerzos in situ y presión poral  podemos considerar la siguiente explicación física del fenómeno: cuando la presión poral disminuye la formación productiva (arena) tiene tendencia a contraerse. Pero la presión  poral de las formaciones adyacentes que son impermeables no cambia y estas no se mueven. Este resulta en que el esfuerzo sobre la formación disminuye.

Según la teoría simplificada de la elasticidad:

Entonces:

Donde: σhmax = Esfuerzo horizontal máximo σhmin = Esfuerzo horizontal mínimo σver  = Esfuerzo vertical

v = Relación de Poisson P por  = Presión de poro F = Relación σhmax/σhmin (de 1.0 a 1.5)

2. Toughness En las próximas secciones hablaremos de mecanismos que son reconocidos por todos como existentes, pero no hay acuerdo entre los gurúes de fractura sobre su implicancia en el  proceso y en la geometría de la fractura. El "toughness" (KIC), que en español sería "tenacidad" de un material, represente la habilidad de ese material para resistir el crecimiento, o propagación, de una grieta. No debe ser confundido con la resistencia a la tensión de la roca, mismo si las dos están ínter relacionadas. Es proporcional a la cantidad de energía que puede absorber el material antes de que la propagación acontezca.

Hay siempre defectos pre-existentes en las rocas, y por ende en la punta de la fractura. Estos defectos inducen concentraciones importantes de esfuerzos. En la punta de la fractura el fluido ejerce una cierta presión, lo que se traduce en un esfuerzo sobre la roca y sus defectos. Para que la fractura propague el esfuerzo generado por el fluido tiene que ser superior a la concentración de esfuerzos. Esta concentración, o factor de intensidad, es la tenacidad. Según los autores la importancia del fenómeno va de poco importante a un "algo" de importante en el momento de iniciar la fractura. Una vez pasado una cierta longitud no tendría efecto. La tenacidad es un parámetro de la teoría de la elasticidad, es  para materiales elásticos. Es medida en el laboratorio en muestras de corona y con un equipamiento especial. Por la complejidad y falta de repetibilidad del ensayo es muy raro que alguien lo pida hacer. Este valor es también conocido como factor critico de intensidad de esfuerzos (critical stress intensity factor). En la Figura 1, se puede mostrar un esquemático del Toughness.

Fig. 1. Toughness

Donde: K ic = Factor de intensidad de esfuerzo en la punta de la grieta (Toughness) r = Distancia desde el cuerpo de la fractura hasta la punta de la grieta

3. Presiones durante la fractura

Durante una operación de fractura hablamos de presiones. Estas presiones representan diferentes términos que deben ser definidos. Llamamos presión de fractura a la presión dentro de la fractura, justo después de los punzados. En superficie medimos el caudal de inyección, la densidad de la lechada, la presión en la línea de bombeo y cuando se puede la  presión en casing. Es muy raro tener sensores para medir la presión de fondo, y aun más en tiempo real. Generalmente la presión de fondo es calculada en función de los datos anteriores. La evaluación de una operación se base en la interpretación de esta presión de fondo calculada o medida. La presión de fondo es la presión de superficie, más la presión hidrostática, menos todas las fricciones del sistema. Las fricciones son estimadas según datos teóricos.

Donde: Pfrac = Presión de fractura Psup = Presión de superficie Phyd = Presión hidrostática Pfric tub  = Presión de fricción

En un grafico típico de la presión de fondo (Figura 2) vemos que al inicio del bombeo la  presión sube hasta que se rompa la formación: Es lo que se denomina presión de ruptura (rupture pressure). Después la presión se "estabiliza", en este momento tenemos la presión de propagación, o de extensión, de fractura (Pext). Una vez parado el bombeo, no hay más fricciones en el sistema, y la presión de fondo es igual a la presión de superficie más la  presión hidrostática. La presión así calculada es la presión adentro de la fractura (siempre y cuando hay una buena comunicación pozo-fractura), es lo que llamamos ISIP, Instant Shut In Pressure.

Fig. 2. Presiones observadas durante el bombeo de fluido de fractura

Donde: ISIPsup = Instant Shut in Pressure

Cuando paramos el bombeo, la fractura esta todavía abierta y el fluido que se encuentra adentro pasa lentamente en la formación por efecto de la perdida de fluido (leak off), lo que implica una disminución de la presión. Una vez que el fluido de fractura filtro a la matriz las dos caras empiezan a tocarse, es el punto de cierre de la fractura. Después de este momento el fluido que invadió la vecindad de la fractura sigue difundiéndose en el reservorio y la presión sigue disminuyendo hasta estabilizar en la presión de reservorio. El mecanismo de disminución de presión cambia, y el punto de cierre puede ser visto como un quiebre en la pendiente de la presión. Si hay agente de sostén en la fractura las caras se apoyaran sobre el agente de sostén antes del cierre. Entonces la determinación de la presión de cierre debe hacerse, en lo posible, con un bombeo sin agente de sostén.

4. Presión Neta

La Presión Neta representa la diferencia entre la presión de cierre y la presión dentro la fractura, o sea la presión de fractura medida en fondo. Físicamente es la presión que se necesita para la fractura quede abierta y se propague. Si la presión neta es cero es porque la fractura esta cerrada. El gráfico muestra este concepto con un ejemplo (Figura 3). En este caso la presión del fluido en la fractura es 2500 psi, la presión correspondiente al esfuerzo de la formación que tiende a cerrar la fractura (σmin) es 2000 psi. Entonces la presión neta es: 2500 - 2000 = 500 psi.

Fig. 3. Presión neta

Dicho de otra manera, de los 2500 psi, solamente 500 psi son utilizado para la propagación de la fractura, los otros 2000 psi son para impedir que se cierre. El comportamiento de la

 presión neta es utilizado para estimar el comportamiento del crecimiento de la fractura. O sea permite estimar si la fractura crece longitudinalmente, verticalmente, si hay arenamiento, etc.

5. Gradientes de propagación y cierre Como los reservorios que se fracturan tienen profundidades muy diversas para poder relacionar fácilmente las presiones independientemente de la profundidad se utiliza el término de gradiente de fractura (GF). Es importante tener claro de lo que hablamos ya que se utiliza el mismo término para definir dos presiones diferentes. Según quien habla utilizará este término para definir el gradiente de cierre de fractura o el gradiente de  propagación de fractura. Se expresa en psi/pie. El gradiente de fractura es el esfuerzo mínimo σ min, o presión de cierre, divido por la

 profundidad. Entonces representa la presión mínima para mantener la fractura abierta con un ancho cero. Este es el término correcto y es el valor requerido por los simuladores. En realidad cuando se quiere determinar el gradiente de fractura en el campo se mide el ISIP. Como el tiempo de parada es muy corto (segundos) no se llega a determinar la presión de cierre sino solamente la presión de propagación, presión a la cual la fractura es abierta y esta creciendo. En este caso se toma como gradiente de fractura a la presión de fractura (Psup + hidrostática) dividido por profundidad. En consecuencia estos valores de gradientes de fractura son ligeramente sobrevaluados. Aquí el gradiente de fractura no representa el esfuerzo mínimo, sino el esfuerzo mínimo más la presión neta.

6. Efecto “Tip” Cuando la fractura se esta propagando hay en la punta de la fractura (tip) un fenómeno mecánico de resistencia al crecimiento. Es lo que llamamos "tip effects". Es una resistencia a la ruptura de la formación. Esta resistencia genera un incremento de la presión neta. Describir lo que ocurre en la punta de la fractura no es sencillo porque hasta el momento no hay una explicación única de lo que sucede. Según el simulador que se use y su autor, o según la compañía de servicios con la cual se trabaje, se dará distintas explicaciones.

Algunos hablan de fenómeno de dilatancia, otros del retraso del fluido (o "fluid lag"), otros de 'toughness' o esfuerzo crítico aparente. Son diferentes maneras de simular esta resistencia. Lo importante es saber que existe un fenómeno de resistencia en la punta de la fractura, aceptar la metodología del simulador utilizado, y calibrarlo para el yacimiento donde uno trabaja. Todos los simuladores incluyen los efectos de deformación elástica de la

roca (LEFM), de balance de masa y de pérdida de fluido de maneras similares. Pero simulan la resistencia a la ruptura en la punta de la fractura de maneras diferentes.

6.1. Dilatancia (Fracpro) Una de la manera de explicar el fenómeno de resistencia en punta de la fractura es  basándose en la dilatancia. El fenómeno fue observado en muestras de rocas ya en los años 1930, bajo ciertos valores de esfuerzo de confinamiento. Hemos visto que cuando ejercemos un esfuerzo en la extremidad de una muestra de roca se genera una deformación axial y una deformación lateral, lo que resulta en una deformación volumétrica. Durante la fase elástica el volumen disminuye. Cuando pasamos en la fase plástica el volumen empieza a incrementarse. Eso es lo que se denomina fenómeno de dilatancia: el volumen se dilata. Según algunos autores este fenómeno sería la razón de la resistencia en la punta de la fractura.

En la punta de la fractura el ancho de la(s) grieta(s) es muy chico: más o menos 0.06" (1,5 mm). Entonces, el fluido de fractura que es viscoso no puede ingresar en esta grieta por falta de ancho. A no ingresar fluido tenemos una zona de vacío en esta parte, y no habría soporte para la roca. Entonces el esfuerzo efectivo sería muy grande aquí y habría una deformación no elástica. Es una teoría, pero hasta el momento no ha hay ningún trabajo de laboratorio que compruebe que este sea "el" fenómeno que provoca la resistencia al crecimiento. Según la literatura, el efecto de dilatancia sería importante en reservorios  profundos, pero casi inexistente en reservorios poco profundos donde el esfuerzo sobre la formación es menor a 2900 psi. También si la permeabilidad es alta y el fluido de formación puede fluir en la grieta, el efecto de dilatancia sería mínimo. Los simuladores representen la dilatancia con un coeficiente (0 a 1) que debe ser ajustado por el usuario para así obtener un macheo de la curva de presión neta teórica con la presión neta medida. En la Figura 4, se muestra un esquemático donde se observa el efecto de la Dilatancia.

Fig. 4. Efecto de la Dilatancia

6.2. Retraso del Fluido (Fluid Lag) Otra explicación del fenómeno de resistencia es el Fluid Lag. Nuevamente se hace hincapié que en la extremidad de la fractura el ancho es muy fino y hay una zona donde el fluido no  puede penetrar. Por no haber fluido en la grieta la resistencia de la formación se incrementa, lo que se puede representar como un "toughness efectivo" (KIeff). Ese podría ser una manera más correcta de llamar esta explicación de la resistencia ya que la dilatancia también reconoce el retraso de fluido. Este valor es calculado en función de los parámetros de mecánica de la roca, y de la presión de cierre.

Este retraso de fluido reduciría la propensión a generar fracturas múltiples y ayudaría a que un solo crack siga creciendo. Esa es la teoría que utiliza el simulador FracCADE de Schlumberger. En la Figura 5, se puede observar gráficamente el fenómeno de Fluid Lag.

La intensidad del efecto de retraso del fluido (fluid lag) depende de:

- Las propiedades mecánicas de la roca. Por ejemplo: > Mayor módulo de Young, zona de fluid lag más larga. > Mayor KIc (toughness), zona de fluid lag más corta > Menor KIc (toughness), zona de fluid lag más larga.

- La geometría de la fractura: para una fractura más ancha la zona de fluid lag es más corta. - La velocidad de propagación (y en consecuencia del caudal de bombeo) > Mayor velocidad de propagación de fractura, zona de fluid lag más larga.

Fig. 5. Retraso del Fluido (Fluid Lag)

7. Tortuosidades En algunas operaciones podemos observar presiones en exceso de lo esperado por el nivel de los gradientes de cierre. En la mayoría de los casos este exceso de presión se debe a efectos en la vecindad del pozo (near wellbore effects) que son todos englobados bajo el término de tortuosidades. La fractura se inicia en los punzados de una manera que es función de la posición y cantidad de los punzados, de la inclinación del pozo, etc. Cualquiera sea la dirección inicial, el cuerpo principal de la fractura se re-direcciona  perpendicularmente al esfuerzo mínimo. También, además de los efectos anteriores, es

 probable que se inicie una fractura en cada punzado que admite fluido y que nunca se  juntan estas fracturas (> fracturas múltiples). Estas fricciones por tortuosidades resultan en una diferencia entre la presión en el fondo del pozo y la presión en el cuerpo de la fractura. Como consecuencias de estos efectos se puede ver altas presiones de fractura debido a una zona de ancho menor en donde se puede generar arenamiento prematuro y donde la conductividad será menor. Cuando el agente de sostén es agregado al fluido, las fricciones en la cercanía del pozo se pueden incrementar drásticamente debido a la dificultad de transportar una lechada con agente de sostén en un camino angosto y tortuoso. Así puede  provocarse un arenamiento. Tengamos en cuenta que cuando calculamos la presión neta debemos descontar las presiones por tortuosidades. En caso contrario podemos interpretar muy mal el comportamiento de la presión durante las operaciones. Es imposible predecir, o cuantificar de antemano, el efecto de tortuosidad. Como la pérdida de presión es función del caudal se puede diagnosticar la intensidad del efecto de tortuosidad haciendo un step down test.

También se puede minimizar estos efectos: - Utilizando mayor diámetro de punzados. - Punzando orientado en la dirección de σmax (PFP). - Iniciando la fractura con un fluido viscoso. - Utilizando slugs de arena para erosionar las restricciones o tapar fracturas secundarias.

Aquí podemos ver los fenómenos más comunes por los cuales hay perdidas de presión por fricción en la cercanía del pozo, o sea tortuosidades, y a los cuales se debe agregar el efecto de fracturas múltiples en el NWB:

- Restricción en los punzados (a nivel del agujero): el diámetro inicial no es suficiente  para que el fluido entre al caudal de diseño. Puede ser porque el diámetro es insuficiente debido a la utilización de una carga incorrecta, o por una cantidad de agujeros abiertos insuficiente. En estos caso no se observa disminución de presión hasta que el agente de sostén entre en los punzados. Cuando empieza a penetrar en los agujeros el efecto de la erosión hace disminuir rápidamente las fricciones y por ende la presión de superficie. En la Figura 6, se puede observar el efecto de restricción a nivel de los punzados.

Fig. 6. Restricción a nivel de los punzados - Presión debido a tortuosidad por reorientación: el pozo y la fractura son en el mismo  plano pero el punzado no esta en la dirección del PFP. Se forma un canal entre cemento y formación y en la zona de mayor esfuerzo hay una zona de restricción al flujo. Cuando el fluido pase, erosiona esta zona y se puede observar una caída de presión ya antes que ingresa el agente de sostén. En la Figura 7, se muestra el efecto de la presión debido a tortuosidad por reorientación.

Fig. 7. Efecto de tortuosidad  por reorientación

- Punzados no alineados: si el pozo y el PFP no están en el mismo plano, los punzados no son alineados con el plano de fractura. Esta se inicia según el plano del pozo y debe reorientarse en el PFP. En la zona de transición la fractura es perpendicular a esfuerzos mayor es que σmin, y entonces el ancho es menor, lo que genera mayores presiones. El efecto de la erosión debería poder observarse cuando el agente de sostén penetra en los punzados. En la Figura 8, se muestra los efectos de la tortuosidad por efecto de punzados no alineados.

Fig. 8. Efectos de la tortuosidad por punzados no alineados

Mecánica de las Rocas aplicado aplicado al Fracturamiento Hidráulico (Parte III) Marcelo Madrid Hace 7 meses Fracturamiento Hidráulico

En la tercera parte de esta larga temática, se estará explicando todo lo concerniente a la presión de ruptura de fractura, multifracturas, poroelasticidad y dirección de fracturamiento hidráulico. Recordando que, la mecánica de rocas juega un papel fundamental en la fase de diseño y operaciones de fracturamiento hidráulico. La mecánica de las rocas (también llamada reología de las rocas), es la ciencia teórica y aplicada del comportamiento mecánico de las rocas. Parte de esta teoría es aceptada por todos los especialistas, pero otros fenómenos que actúan dentro de la formación son interpretados de manera diferente según los “gurúes”, y por ende

en los diferentes simuladores.

1. Presión de Ruptura En un pozo inclinado no solamente hay un esfuerzo debido a la tortuosidad sino que también hay un gran esfuerzo inicial para romper la formación. Este mayor esfuerzo es dependiente de la inclinación (β) pero también de la orientación (α) en función de la

dirección de los esfuerzos horizontales máximo y mínimo. Lo vemos representado en este gráfico de la Figura 1, donde se considera que no hay efectos de tortuosidad. Si el pozo es vertical, o sea la inclinación es 0, la relación entre la presión de ruptura y la presión neta será 1. A medida que el pozo es más inclinado, y según su dirección versus la dirección de los esfuerzos máximos y mínimos, la presión de ruptura varia y puede llegar a 1,6 veces la  presión de ruptura de un pozo vertical. O sea si en los pozos verticales de la zona tenemos normalmente presiones de ruptura de 5000 lpc, en un pozo desviado a 60° y en la dirección de σmax, debemos esperar una presión de ruptura de 7500 lpc. Es importante saberlo para

definir de antemano el equipamiento necesario en locación para la operación. En caso de  pozos desviados es importante conocer las direcciones de los esfuerzos en el yacimiento antes de perforar.

Figura 1. Efecto de la inclinación del pozo y la presión de ruptura

2. Multifracturas Como parte de los efectos de tortuosidades, y además de los efectos de geometría, la existencia de fracturas múltiples en el NWB puede generar exceso de presión. Estas pueden existir en la vecindad del pozo (near wellbore), o lejos en la formación (far field). Cada caso tendrá un impacto diferente sobre la geometría de la fractura y también sobre la respuesta de la presión (Figura 2). Se acepte la presencia de fracturas múltiples en la vecindad del pozo que son manejadas como tortuosidad, pero las fracturas en el reservorio son motivo de discusiones entre los especialistas que no pueden ponerse de acuerdo, en consecuencia no todos los simuladores permite simularlas. Una escuela dice que cuando se fractura se generan frecuentemente fracturas múltiples debido a la heterogeneidad en la formación. Se inician fracturas en cada punzados y no necesariamente se junten en una, o unas, fractura(s) grande(s). La otra escuela considera que es poco lógico porque la naturaleza siempre busca el esfuerzo mínimo. Si hay varias fracturas cada una competiría con la otra, lo que implicaría tener cada vez más fricción en el sistema, ya que a tener menos caudal en cada fractura estas tendrían menos ancho. Además cuando se abre una fractura, los esfuerzos en la vecindad crezcan y limitan la

apertura de otro fractura cerca de la primera. O sea la existencia de fracturas múltiples como cosa normal iría en contra de la lógica de la naturaleza. Aceptan que se inicien varias fracturas, pero consideran que normalmente solamente una crezca. Por supuesto hay casos  particulares donde ambas escuelas están de acuerdo, como los pozos desviados, donde sí habrá fracturas múltiples, pero iniciando a una cierta distancia una de otra. Cerca del pozo, en el momento que se inicia el bombeo es probable que se generen varias fracturas en diferentes punzados, pero más lejos del pozo solamente una o unas pocas siguen creciendo. Estas fracturas múltiples significan canales angostos donde no podrá pasar el agente de sostén. No necesariamente van generar demasiado exceso de presión, y no son siempre detectadas a menos de hacer un slug de agente de sostén. Estas condiciones deben ser corregidas antes de iniciar el tratamiento en sí para evitar un arenamiento prematuro. Dentro la formación (far field) las fracturas múltiples serán paralelas, siempre y cuando los esfuerzos máximo y mínimo son diferentes. Esta demostrado por ensayos de laboratorio que con una diferencia de solamente 50 lpc entre σmax y σmin, las fracturas tendrán una dirección única. Para que no interactúan entre si es necesario una cierta distancia entre fracturas. Si los esfuerzos eran exactamente iguales, o por lo menos con una diferencia inferior a 50 lpc, las fracturas podrían tener una forma dendrítica o sea en todas las direcciones, tal como se observa en la Figura 3. Esto existiría solamente en una zona completamente relajada, sin efectos tectónicos, lo que es más representativo de formaciones muy blandas y poca consolidadas.

En conclusión algunas de las condiciones favoreciendo la presencias de fracturas múltiples son:

- Poca diferencia entre esfuerzo máximo y el esfuerzo mínimo - Presencia de fracturas o fisuras naturales - Inclinación del pozo - Tipo de formación - Tipo de punzado

Figura 2. Efecto de las tortuosidades en una fractura hidráulica

Figura 3. Formación de fracturas dendríticas cuando σmax = σmin

3. Poroelasticidad

En formaciones de alta permeabilidad hay otro fenómeno que puede generar incremento de  presión al inicio de la operación: el efecto de poroelasticidad de la roca. Hemos visto que los esfuerzos eran en parte dependientes de la presión poral. Si la formación es muy  permeable, la presión poral en una zona cercana a la cara de la fractura crecerá rápidamente a medida que el leak-off penetra la matriz (para expresar esta contrapresión pueden ver en la literatura el término de "backpressure"). Esto da lugar a que se incremente el gradiente de fractura en esta zona. En capas de baja permeabilidad donde el leak-off es más lento, el fenómeno no es tan importante, y trabajando a caudal normal de fractura no se ve. Una vez iniciada la fractura la presión vuelve a la normalidad y la geometría será la prevista. Pero si no se toma en consideración en el diseño de la operación esto puede generar problemas de alta presión al inicio de la operación.

La velocidad de incremento de los esfuerzos (contrapresión o back pressure) es menor que la velocidad de incremento de la presión poral. La ruptura de la formación ocurrirá cuando la presión poral sobrepase los esfuerzos en la vecindad de la cara de la fractura. En los tratamientos para control de arena (frac-pack) que se hacen generalmente en capas muy  permeable, se debe considerar la poroelasticidad (Argentina yacimiento Manantial Behr). La manera de evitar el efecto de poroelasticidad es iniciar la fractura lo más rápidamente  posible. Para esto se debe ir a caudal de fractura lo más rápidamente posible y no tardar dos o tres minutos como tiene tendencia a hacerlo algunos supervisores. En la Figura 4, se  puede observar el efecto de Poroelasticidad.

Figura 4. Efecto de Poroelasticidad en reservorios de alta permeabilidad

En la Figura 5 se observa un ejemplo del efecto de poroelasticidad durante una prueba de minifrac. Cuando se incrementó paulatinamente el caudal para hacer el Step Up Rate Test con agua la presión se incremento bien por encima de la presión de fractura estimada. Por llegar a la presión máxima permitida (+/- 7500 lpc) se tuvo que parar la operación. Después de un tiempo insuficiente para que la presión se difunda en la formación se empezó nuevamente el bombeo. La presión fue aún mayor. En la tercera tentativa con gel crosslinkeado se consiguió la rotura de la formación y se terminó el bombeo con la presión  prevista (+/-5600 lpc). Antes de hacer el tratamiento de fractura se esperó lo suficiente para que la presión se estabilice en la formación. Se inyectó nuevamente empezando inmediatamente a alto caudal y así se fracturó sin inconveniente.

Las dos primeras inyecciones son con un fluido que no es crosslinkeado y que no forma revoque sobre las caras de la fractura. El revoque limitaría el leak-off del fluido a la formación y así limitaría el incremento de presión. En este caso la presión poral genera un incremento de esfuerzo de 1900 lpc que hace incrementar la presión de tratamiento hasta el limite operacional obligando parar el bombeo. Durante las dos últimas secuencias de inyección el efecto aislante del revoque generado por el fluido crosslinkeado permitió la extensión de la fractura prácticamente con la presión estimada en función del gradiente de fractura de la zona.

Figura 5. Fenómeno de poroelasticidad en un minifrac

4. Valores típicos de propiedades mecánicas de la roca

Hemos visto la necesidad de la calidad de la información para diseñar una fractura. Pero si uno está preparando un diseño para una zona nueva y no tiene todavía todos los parámetros sobre la roca, los simuladores tienen incluidos valores promediadas. Estos valores son función del tipo de formación y de la profundidad. Estos datos se utilizan solamente cuando no hay otra información, y para hacer un pre diseño. Deberán siempre ser corregidos con datos real antes de empezar la operación. Estos valores se presentan en la Tabla 1.

Tabla 1. Valores típicos de propiedades mecánicas de la roca

5. Dirección (Azimuth) Hemos visto que la dirección de los esfuerzos define la dirección, o azimuth, de la fractura. Entonces ¿en que nos puede favorecer conocer estas direcciones? En reservorio de relativamente buena permeabilidad se hacen fracturas cortas (30 m –  50 m) y entonces no es tan importante saber la dirección de la fractura ya que no influirá en el pattern de  producción o inyección. Pero en yacimientos de baja permeabilidad, donde es necesario diseñar fracturas largas, el drenaje del reservorio se hará en una elipse alrededor de la fractura, y no en un círculo.

Por lo tanto, según la posición de los pozos se puede obtener un drenaje casi total del reservorio, o dejar muchas zonas no drenadas y otras drenadas simultáneamente por dos fracturas. O sea en estos casos es muy importante conocer previamente la dirección  preferencial de fractura (Figura 6).

Figura 6. La determinación del azimuth puede ser necesario para un drenaje eficiente del reservorio

Se puede determinar la dirección preferencial de fractura por perfil caliper 4 brazos y  perfiles de imágenes observando la posición de los break-out, o también en perfil sónico dipolar orientado observando la dirección de los esfuerzos máximos y mínimos. Pero si esta información no es disponible se puede tomar en consideración otros datos como la posición del pozo en relación con algunas fallas. Cerca de una falla normal (Figura 7), zona de extensión, el componente mínimo de los esfuerzos in situ es generalmente perpendicular a la orientación de la falla. Entonces las fracturas inducidas hidráulicamente se propagarán en un plano paralelo al plano de la falla. Los componentes principales de los esfuerzos son en el orden siguiente: σhmin < σhmax< σv. Si la falla es inversa (Figura 8), zona de compresión, el componente mínimo de los esfuerzos in situ es generalmente directamente  paralelo a la orientación de la falla inversa. Entonces se debe esperar que la fractura sea  perpendicular a la falla. Los componentes principales de los esfuerzos son en el orden siguiente: σv < σhmin < σhmax.

Cerca de una falla lateral (falla es de desplazamiento), el componente mínimo de los esfuerzos in situ es generalmente directamente perpendicular a la orientación de la falla y el esfuerzo máximo es paralelo a la falla (Figura 9). Entonces las fracturas inducidas hidráulicamente se propagan en un plano paralelo al plano de la falla. Los componentes  principales de los esfuerzos son en el orden siguiente: σhmin < σv < σhmax. Aproximándose a la montaña (Figura 10), los componentes vertical y horizontal de los esfuerzos in situ se incrementan debido al incremento del overburden de la montaña. El overburden extra crea un desplazamiento de las rocas en las direcciones indicadas por las flechas. Más lejos de la montaña este efecto resulta en un esfuerzo horizontal principal (en la dirección perpendicular a la cadena de la montaña) y en un incremento del componente vertical del esfuerzo. El componente vertical puede pasar a ser superior al valor normal de overburden de 1 lpc/pie. El componente mínimo horizontal es paralelo a la montaña, y por lo tanto la dirección de las fracturas es perpendicular a la montaña.

Estas consideraciones son solamente indicativas y deben ser tomadas con reserva ya que en función de la distancia entre el pozo y la falla la dirección de los esfuerzos puede cambiar.

Figura 7. Efecto de los esfuerzos sobre el plano de fractura cercana a una falla normal

Figura 8. Efecto de los esfuerzos sobre el plano de fractura cercana a una falla inversa

Figura 9. Efecto de los esfuerzos sobre el plano de fractura cercana a una falla de desplazamiento

Figura 10. Efecto de crecimiento de una fractura cercana a una montaña

Hoy en día se hacen cada vez más pozos horizontales para tratar de tener el mayor contacto  posible con el reservorio en un solo pozo. Pero algunos de estos pozos horizontales necesiten ser fracturados. En este caso es muy importante conocer de antemano cuál es la dirección de los esfuerzos (Figura 11 y Figura 12), ya que las fracturas pueden ser  paralelas, perpendiculares u oblicuas en relación con la dirección del pozo. Para obtener un mejor caudal de producción lo que es generalmente más beneficioso es una serie de fracturas perpendiculares al pozo. El problema de las fracturas perpendiculares al pozo es que siempre hay una zona de restricción al flujo cerca del pozo. Este debe ser considerar antes de perforar (drill) el pozo.

Figura 11. Perforación pozo horizontal en dirección al esfuerzo máximo

Figura 12. Perforación de pozo horizontal en dirección al esfuerzo mínimo

Técnicas de Correlación de Registros (Pozos Direccionales) Marcelo Madrid Hace 7 meses Geología

En este artículo, discutiremos conceptos fundamentales y técnicas para correlacionar pozos direccionales. Adicionalmente hay complejidades en la correlación que se producen cuando se esta trabajando con los registros de los pozos que se desviaron del vertical. También se hará un análisis de la correlación de pozos verticales con los pozos taladrados direccionalmente (a menudo llamado los pozos desviados). Es muy importante la revisión del artículo de correlación de pozos verticales, para poder seguir avanzando.

¿Qué es un pozo direccional? Un pozo vertical es un pozo taladrado a 90º respecto a la horizontal, normalmente el nivel del mar. Un pozo direccional puede definirse como un  pozo taladrado a un ángulo menor de 90º con respecto a la horizontal, como el mostrado en la Figura 1. Las terminologías discutidas antes en el artículo para la correlación de pozos verticales también es aplicable a los pozos desviados.

La mayoría de los pozos costa fuera y muchos de los pozos cercanos a línea de costa, son  pozos direccionales. El más común de los pozos es un pozo de rampa simple (Figura 1 a), a veces llamado un pozo en forma de “L”. Estos pozos se desvían a un cierto ángulo que usualmente se mantiene constante a profundidad total (TD) del pozo. Muchos pozos se taladran en forma de “S”. Con un agujero en forma de “S”, los pozos construidos con un ángulo, mantiene este ángulo a una profundidad designada y entonces el ángulo se baja de nuevo, mientras se remonta a la vertical (Figura 1 b).

1. Plan de Correlación Así como con los pozos verticales, debe haber algún sistema para correlacionar pozos direccionales. Debido a la naturaleza de los pozos desviados, un buen plan de correlación es crítico para hacer correlaciones exactas. Para este plan de correlación, usaremos el mapa de la estructura una vez más en la Arena 8000 pies en una estructura anticlinal normalmente fallada. El plan de correlación delineado aquí es ideado para hacer una correlación sistemática, se debe mantener un método lógico de correlación de pozos direccionales con otros pozos direccionales o con pozos verticales, para así reducir los problemas de la correlación.

Paso 1. Primero, construya un registro tipo de correlación. Refiérase a la sección en los registros tipo de correlación para la definición completa de un registro tipo. No use un pozo desviado en la construcción de un registro tipo porque el registro de un pozo direccional no representa la verdadera sección estratigráfica vertical. Los pozos más alejados de la estructura son buenos candidatos para registro tipo.

Paso 2. Correlacione todos los pozos verticales primero, antes de correlacionar los pozos desviados debido a que los pozos verticales son normalmente más fáciles de correlacionar. Para los pozos verticales, use el mismo plan perfilado en Figura 7, del artículo de correlación de pozos verticales.

Paso 3. Una vez los pozos verticales han sido correlacionados, empiece correlacionando los  pozos desviados. Para empezar la correlación de los pozos direccionales, primero organice los pozos según su dirección de desviación con respecto al rumbo de la estructura. Los  pozos desviados son clasificados en uno de tres grupos: (1) pozos perforados buzamiento abajo, (2) pozos perforados a lo largo del rumbo, y (3) pozos perforados buzamiento arriba.

Paso 4. Inicie la correlación de estos tres grupos con los pozos generalmente perforados  buzamiento abajo. Primero correlacione los pozos menos desviados, y donde la posible correlación en ciclos cerrados con cada registro de pozos correlacionados con un mínimo de otros dos pozos. Los pozos con la menor cantidad de desviación tendrán un espesor de sección de registro más cercan al visto en un pozo vertical que en otros pozos perforados  buzamiento abajo. Observando los pozos perforados desde la Plataforma B en la Figura 2, los primeros pozos direccionales correlacionados son aquéllos representados por una correlación tipo bola de billar en la secuencia de correlación Nº 1. Hay dos pozos  perforados con una desviación buzamiento abajo mínima (Pozos Nº B-5 y B-6). Estos

 pozos pueden correlacionarse unos con otros y luego con el pozo recto, Pozo Nº B-1,  perforado como un pozo vertical desde la plataforma.

Paso 5. Continúe correlacionando los pozos con un aumento de desviación en dirección  buzamiento abajo. Para este ejemplo, éstos son los Pozos Nº B-2 y B-3 indicados por la secuencia de correlación número 2. Estos dos pozos altamente desviados pueden correlacionarse entre sí y luego con los Pozos Nº B-5 y B-6. También, el pozo vertical Nº 3  puede usarse para correlacionar los pozos Nº B-2 y B-3 desde que es un pozo offstructure que exhibe una sección estratigráfica espesa.

Paso 6. Cuando todos los pozos clasificados como buzamiento abajo se correlacionan, el  próximo grupo para correlacionar son aquellos pozos desviados a lo largo del rumbo estructural. De la Plataforma B, los Pozos que Nº B-7 y B-9 caen dentro de esta categoría. Estos pozos pueden correlacionarse entre sí y luego con el agujero recto B-1 para cerrar el ciclo.

Paso 7. Finalmente, correlacione los pozos desviados buzamiento arriba. Esos pozos  perforados más cerca a la cresta de la estructura, usualmente son complicados por el adelgazando estratigráfico, fallamiento, y discordancias. La correlación de estos pozos  puede ser muy difícil; por consiguiente, ellos normalmente correlacionados en último lugar cuando toda la otra información de correlación está disponible. Los pozos Nº B-4 y B-8  perforados desde la Plataforma B caen dentro esta categoría. Ellos se etiquetan como la secuencia de la correlación número 4.

Fig. 1. (a) Diagrama de una sección mostrando un pozo tipo rampa simple. (b) Diagrama de una sección que ilustra un pozo en forma de “S”

Paso 8. Generalmente, es mejor correlacionar pozos localizados unos cerca de otros, sobre todo en áreas dónde los cambios significantes en el espesor estratigráfico son probables. En  pozos cercanos entre sí y aproximadamente en la misma posición estructural, usualmente se espera que tenga un espesor del intervalo más comparable.

Paso 9. Después de correlacionar los pozos de una plataforma, empiece la correlación de  pozos en cualquier plataforma adicional en el área. En la Figura 2, los pozos de la  plataforma A en la porción oriental norte del campo deben ser correlacionados luego. No es necesario, sin embargo, para aislar la correlación a una sola plataforma. A menudo, se taladran pozos de una plataforma en dirección hacia otra plataforma. Si los pozos de las

 plataformas separadas están cercanos a otro pozo, ellos deben correlacionarse unos con otros. Nótese que la relación de secuencia número 5 ilustra la correlación de B-4 con A-5, y B-8 con A-4. Los pozos Nº A-1 y B-1 son agujeros rectos taladrados desde plataformas separadas, pero desde que ellos se localizan en una posición estructural similar, ellos deben  ponerse en correlacionarse unos con otros.

El enfoque primario de este plan de correlación es mantener un método lógico para correlacionar todos los pozos verticales y se desviados en una área de estudio. El plan  perfilado no es el único que puede usarse. E l punto importante es tener un plan. Sin uno, la correlación del registro se vuelve un proceso aleatorio que produce a menudo resultados  problemáticos en algunos tipos de correlación.

Fig. 2. Ejemplo de un plan de correlación de registros para pozos direccionalmente  perforados. El plan muestra la jerarquía de la secuencia de correlación de registros e ilustra cómo correlacionar pozos desviados en ciclos cerrados

2. Correlación de Pozos Verticales y Direccionales En esta sección discutiremos los procedimientos generales por correlacionar pozos verticales con pozos direccionales. Los pozos direccionales tienen un espesor de registro moderado que puede ser menor, mayor, o iguala al espesor del registro en un pozo vertical

a través de la misma sección estratigráfica. Estos diferentes espesores de registro producen complejidades que deben ser consideradas al emprender el trabajo de correlación usando registros de pozos verticales y desviados.

Ahora miraremos la correlación de un pozo vertical con un pozo desviado. La Figura 3 muestras una porción de un registro eléctrico del pozo vertical Nº A-1 y un registro eléctrico del pozo direccional Nº A-2. Los pozos están cerca el uno del otro. La correlación detallada del registro eléctrico (secciones de arena y lutita) para ambos pozos indica que ellos han penetrado la misma sección estratigráfica. Aunque ambos pozos tienen un alto grado de correlación (vea el marcador de resistividad de lutita 1 a través de 4), la sección estratigráfica en el pozo Nº A-2 es mucho más espesa que la misma sección vista en el pozo  Nº A-1. La sección del registro en el pozo Nº A-1 desde el SRM 1 al SRM 4 es de 490 pies de espesor. La misma sección en el pozo Nº A-2 es de 735 pies. Anteriormente en el artículo, en la discusión en los pozos verticales, mencionamos que una sección corta en uno  pozo con respecto a otro, puede ser el resultado de cambios estratigráficos o una falla. Sí la sección corta se aísla a una situación particular, la sección corta probablemente es mayormente el resultado de una falla en lugar de las variaciones en la estratigrafía. Igualmente, si la sección corta es uniformemente distribuida en una serie de intervalos, la sección corta es probablemente debida a las variaciones estratigráficas en lugar de una falla.

Basado en el criterio de correlación, la sección delgada en el pozo Nº A-1 parece ser el resultado de un adelgazamiento estratigráfico más que de una falla. En este ejemplo, sin embargo, nosotros introducimos otra posible explicación para el acortamiento. Subsecuentemente el pozo Nº A-2 se taladra direccionalmente, el espesor visto en el pozo con respecto a el pozo Nº A-1 puede ser el resultado de la desviación del pozo. La Figura 4 muestra el pozo vertical Nº A-1 y el pozo desviado Nº A-2 en su verdadera orientación con respecto a la vertical. El pozo Nº A-2 se taladra el oeste debido a un ángulo de desviación de 48 grados (48 grados desde la vertical). El marcador de correlación en cada pozo muestra que los estratos están horizontales y que el espesor de la sección visto en el pozo  Nº A-2 es solamente el resultado de la desviación del pozo. Nosotros hemos introducido otra complejidad en la correlación que debe ser considerado cuando ambos pozos vertical y desviado están presentes en el área de estudio. Hay diferentes procedimientos que pueden usarse para ayudar a correlacionar un pozo vertical con un pozo direccional.

Paso 1. Marcar el ángulo de desviación para el pozo direccional en el registro por lo menos cada 1000 pies. Esto proporciona un recordatorio de que el pozo es desviado e indica el ángulo de desviación a intervalos de 1000 pies en el registro real.

Paso 2. Para comparar el espesor de los intervalos, deslice el pozo vertical del registro como usted correlaciona de marcador a marcador. Esto le permite compensar durante la correlación la expansión o reducción de la sección en el pozo direccional como resultado de su desviación.

Paso 3. Calcule un radio de espesor para correlacionar intervalos de interés para ayudar a evaluar si cualquier sección corta es el resultado de fallamiento, adelgazamiento estratigráfico, o sólo desviación del pozo (Figura 4).

Paso 4. Sí hay máquina copiadora disponible con un modo de reducción, calcule el factor de corrección requerido para convertir la sección de registro desviada a una sección de registro vertical, y entonces reduce el registro por el factor de la reducción apropiado. Use el registro reducido para la correlación.

Paso 5. En áreas de estratos horizontales o bajo relieve, la medida de profundidad de registro desde un pozo desviado puede corregirse para la desviación del pozo y puede convertirse en un registro TVD (profundidad vertical verdadera) para usar para la correlación.

Paso 6. En áreas de steep buzamiento, si los datos del buzamiento están disponibles en un registro dipmeter o en mapas estructurales previamente construidos, estos datos pueden usarse para convertir el registro desviado a un registro TVT (espesor vertical verdadero). Un registro TVT es un registro en que el espesor medido ha sido corregido para la desviación del pozo y buzamiento de los estratos al espesor representado en un pozo vertical. En áreas de steep buzamiento, un registro TVD proporciona una pequeña ayuda, si cualquiera, en la correlación y puede causar los problemas de la correlación.

Fig. 3. Porción de un registro eléctrico de un pozo vertical No. A-1 y un pozo direccionalmente perforado No. A-2. La sección de registro eléctrico muestra detalles de correlación

Fig. 4. Pozo vertical No. A-1 y pozo desviado No. A-2 (mostrando su verdadera orientación con respecto a la vertical). Los marcadores de correlación muestran que la sección más gruesa en el pozo No. A-2, es el resultado directo de la desviación de la vertical

Técnicas de Correlación de Registros (Pozos Verticales) Marcelo Madrid Hace 12 meses Geología

La correlación puede ser definida como la determinación de unidades estratigráficas o estructurales equivalentes en tiempo, edad, o posición estratigráfica. Con el propósito de  preparar mapas del subsuelo y secciones, las dos fuentes principales de data de correlación son las secciones sísmicas y los perfiles eléctricos de pozos. En este artículo, discutiremos los procedimientos básicos para la correlación de registros de pozos, presentaremos planes  para el comportamiento de la correlación en sus diferentes fases, los conceptos fundamentales y las técnicas para correlacionar registros.

Fundamentalmente, las curvas de registros de pozos eléctricos son usadas para delinear los límites de las unidades del subsuelo en la preparación de mapas del subsuelo y secciones. Estos mapas y secciones son usados para desarrollar una interpretación del subsuelo con el  propósito de explorar y explotar reservas de hidrocarburos.

Después de la preparación de un pozo preciso y de un mapa base sísmico, el trabajo de correlación sísmica y de registros eléctricos es el próximo paso en el proceso que conduce a un detallado estudio geológico y geofísico. Una interpretación no geológica puede ser  preparada sin correlaciones detalladas de registros eléctricos. Una correlación perfecta es sumamente necesaria para una interpretación geológica segura.

1. Terminología general en las medidas de los registros El conocimiento de varias medidas de profundidad en los registros es importante para convertir las profundidades de los registros a profundidades usadas para el mapeo. La siguiente es una lista de medida, sus abreviaciones, y definiciones de términos en  profundidad. Estos términos son ilustrados en la Figura 1.

Fig. 1. Diagrama que muestra la terminología general de medidas de Registros

Donde: KB = Distancia desde la mesa rotatoria al nivel del mar. MD = Profundidad medida = Distancia medida a lo largo de la senda de un pozo taladrado desde el KB al TD (profundidad total del pozo) o cualquier punto de correlación entre ellos. TVD = Profundidad Vertical verdadera = Distancia vertical desde el KB a cualquier punto del subsuelo. SSTVD = Profundidad Vertical Verdadera del Nivel del Mar = Distancia vertical desde el nivel del mar a cualquier punto del subsuelo. Pozo Vertical = Pozo perforado con 90º respecto a la horizontal, usualmente el nivel del mar (También llamado un pozo recto).

La medida SSTVD es la única medida de profundidad desde un datum común de referencia, nivel del mar. Por lo tanto, SSTVD es la profundidad mas frecuentemente usada  para el mapeo. El registro de las medidas de profundidad de un pozo vertical o direccional  para el mapeo son usualmente corregidas para SSTVD. Para pozos verticales el SSTVD = TVD –  KB.

2. Guías y procedimientos en la correlación de registros eléctricos ¿Qué es una correlación de registro de pozo? Una correlación de registros eléctricos es un  patrón de reconocimiento. Es frecuentemente debatido sí este patrón de reconocimiento es más un arte o una ciencia, pero nosotros creemos que ambas toman parte en el trabajo de correlación. Cualquiera que este involucrado con la correlación de registros debe tener un conocimiento de los sondeos geológicos, incluyendo procesos deposicionales y ambientes, y estar familiarizados con las principales herramientas de registros y medidas, los fundamentos de ingeniería de yacimientos, y los análisis de registros cuantitativos y cualitativos básicos. La mejor manera para desarrollar habilidad en la correlación de registros es estar actualizado en la exactitud del trabajo de correlación. Un geólogo debería llegar a ser más experto con un aumento en la experiencia de correlación. La habilidad en correlación de pozos en un escenario tectónico o en un ambiente deposicional no siempre asegura una capacidad similar de correlación en otros escenarios. En otros términos, alguien que es un experto correlacionando pozos en la cuenca U.S. del Golfo de México no  puede ser igualmente competente al trabajar, por ejemplo, en el Cinturón de Corrimiento de las Montañas Rocky. Así como toma tiempo obtener habilidad correlacionando registros en el Golfo de México, también le llevará tiempo familiarizarse con la nueva área para obtener habilidad y experiencia.

Cuando los geólogos correlacionan un registro con otro, intentan comparar el patrón de las curvas de un registro con el patrón de las curvas encontradas en el segundo registro. Una variedad de curvas puede representarse en un registro. Para el trabajo de correlación, es mejor correlacionar registros de pozos que tienen el mismo tipo de curvas; sin embargo, esto no siempre es posible. Un geólogo puede ser requerido para correlacionar registros que tienen curvas diferentes. Y a veces, aun cuando los registros tengan las mismas curvas, el carácter o magnitud de las fluctuaciones de las curvas pueden ser diferentes de un registro al próximo. Por consiguiente, el trabajo de la correlación debe ser independiente de la magnitud de las fluctuaciones y la variedad de curvas en los registros de pozos individuales. La Figura 2 muestra secciones de dos registros eléctricos. El patrón de las curvas del Pozo Nº A-1 es muy similar a los patrones en el Pozo Nº A-2. Podemos decir que estos dos pozos tienen un alto grado de correlación.

La data presentada por un registro de pozo es representativa de las formaciones del subsuelo encontradas en una perforación. Un registro correlacionado proporciona información del subsuelo, como los topes y bases de las formaciones, profundidad y tamaño de fallas, la litología, profundidad y espesor de las zonas productivas de hidrocarburo, porosidad y permeabilidad de zonas productivas, y profundidad a las disconformidades. La información obtenida de los registros correlacionados es la materia  prima usada para la preparación de mapas del subsuelo. Estos incluyen fallas, estructuras, saltos, discordancias, y una variedad de mapas isópacos o de espesor. Una correlación  precisa es importante para una interpretación geológica confiable. Los mapas geológicos del subsuelo basados en la correlación de pozos sólo son tan fiables como las correlaciones que se usaron en su construcción. Eventualmente, las correlaciones de un geólogo, buenas o malas, están incorporados en la construcción de los mapas geológicos del subsuelo. Una correlación incorrecta puede ser costosa por lo que se refiere a un pozo seco, trabajos inútiles o de recompletación; por consiguiente, es esencial que se tenga cuidado extremo cuando se correlacionan los registros de pozos.

En esta sección, nosotros le presentamos un procedimiento general de correlación, y se discuten algunas de las pautas para la correlación registros eléctricos. El proceso de correlacionar registros varía de uno individual al próximo. A medida que los geólogos adquieren experiencia, ellos modifican y eventualmente establecen un procedimiento de correlación que trabaja mejor para ellos. Sí usted no tiene la experiencia en la correlación de pozos o quiere mejorar sus habilidades, puede empezar usando los procedimientos y  pautas discutidas en esta sección.

Los registros eléctricos son comúnmente colocados en una mesa de trabajo en una de las dos maneras mostradas en la Figura 3. El arreglo mostrado en Figura 3a es preferido en comparación con el otro arreglo mostrado en Figura 3b por la mayoría de los geólogos  porque puede verse de una vez mayor sección del registro y los registros son más fáciles de deslizar durante la correlación. Como un punto de partida, alinee la escala de profundidad de los registros y observa para la correlación como se muestra en la Figura 2. Sí ninguna correlación es evidente, empiece a deslizar uno de los registros hasta encontrar un punto de  buena correlación, y márquelo. Continúe este procedimiento sobre la longitud entera de cada registro hasta que hallan sido identificadas todas las correlaciones. Este proceso puede  parecer relativamente fácil, pero puede complicarse por factores tales como el adelgazamiento estratigráfico, buzamiento de capas, fallamiento, discordancias, cambio lateral de facies, mala calidad del registro, y la perforación de pozos direccionales. Existen algunas pautas, universalmente validas que son útiles en el proceso de correlación de pozos. Sí se siguen estas pautas, estas mejorarán la eficacia de correlación y minimizarán los  problemas de correlación.

Fig. 2. Parte de dos registros eléctricos ilustrando los métodos de anotación de patrones de correlación reconocibles en registros de pozos

a) Para iniciar una correlación, se deben revisar o buscar las mejores arenas usando las curvas SP o gamma ray.

 b) Para trabajos detallados de correlación. Primero se correlacionan las lutitas.

c) Inicialmente, use la curva de resistividad normal corta amplificada, la cual proporciona la información más confiable para correlacionar lutitas.

d) Use lápices de colores para identificar los puntos específicos de correlación.

e) Siempre comience correlacionando en el tope del registro, y no el medio.

f) No forzar la correlación.

g) En áreas altamente falladas, se correlaciona de abajo hacia arriba.

Fig. 3. (a) Método más común de colocación de los registros para la correlación (b) Método alternativo de colocación de los registros para la correlación

Después del vistazo inicial usando las curvas de SP o Rayos Gamma para identificar las  principales arenas, concentre su trabajo de correlación en la sección de las lutitas. Existen  buenas razones para esto. La primera, las partículas de arcilla y lodo que indican que las lutitas se depositaron en un régimen de baja energía. Estos ambientes de baja energía

responsables de la deposición de las lutitas comúnmente abarcan grandes áreas geográficas. Por lo tanto, las curvas de los registros en las lutitas son con frecuencia altamente correlacionables de pozo a pozo y pueden ser reconocidas desde grandes distancias. La segunda, las capas prominentes de arenas frecuentemente no son buenos marcadores de correlación, ya que ellas frecuentemente muestran variaciones en el espesor y en sus características de pozo a pozo y también presentan discontinuidades laterales. Finalmente en tercer lugar, las curvas de resistividad para la misma arena en dos registros de pozos que están siendo correlacionados pueden ser diferentes. Las variaciones en los fluidos contenidos en una capa de arena pueden causar diferencias pronunciadas de resistividad. (Por ejemplo, agua versus gas).

Las capas individuales de lutitas muestran características distintivas de resistividad a lo largo de grandes áreas. Por lo tanto, cuando todas las curvas de registros son tomadas en cuenta, la curva de resistividad normal corta amplificada provee la correlación más confiable para las lutitas. Aunque todas las curvas deberían ser utilizadas en el trabajo de correlación, la curva normal corta amplificada es cinco veces más sensitiva que la curva normal corta, y muestra patrones que son considerados más fáciles para reconocer y correlacionar de un pozo a otro. La curva normal corta amplificada es la curva inicial usada  para la correlación (Figura 2). El uso general de lápices de colores es una excelente forma  para identificar y marcar patrones de correlación en los registros de pozos. Los patrones de correlación pueden estar en picos, valles, o grupos de ondas que son reconocibles en la mayoría o todos los registros que están siendo correlacionados (Figura 2). Los lápices de colores deberían ser borrables para el caso en que las correlaciones sean cambiadas. No se debe rayar en los registros de pozos originales. Una copia en blanco y negro o azul del registro de pozo original debería ser utilizada para marcar en la correlación.

En general, las estructuras se vuelven menos complicadas hacia la superficie a causa de diferentes factores, muchas fallas tienden a desaparecer a medida que ascienden hacia la superficie y se hacen pequeñas o inexistentes en las partes más altas de los registros de  pozos. Esto hace más fácil las correlaciones. También, en muchas provincias geológicas, especialmente en cuencas de roca suave, el buzamiento estructural, ambos el local y el regional, decrece hacia arriba. Por lo tanto, comenzando la correlación en el tope del registro es usualmente más fácil. Las correlaciones no siempre son directas y todos de vez en cuando nos encontramos con problemas de correlación de tiempo en tiempo. Hay a menudo, la tendencia a forzar una correlación es mejor dejar un vacío en el área del  problema hasta que se haga un trabajo extenso. Ésta no es una buena práctica. Los  problemas de la correlación son a menudo debidos a la presencia de fallas, buzamiento alto de capas, discordancias, y cambios de facies. Es mejor saltar el área del problema y continuar el trabajo de la correlación en la sección restante del registro. Después, cuando el resto del registro problema y otros registros se ha puesto en correlación, las correlaciones  problemáticas pueden solucionarse con esta nueva información.

En áreas altamente falladas es ventajoso el reconocimiento de un corte de la falla desde dos direcciones. Primero, correlacione la parte baja del registro a la falla y entonces luego correlacione la parte superior del registro a la falla. Tomando este acercamiento, la determinación del tamaño y profundidad de la falla puesta en correlación será más exacta (Figura 2 y Figura 9). Este método se discute en detalle más a delante en este artículo.

3. Registro Tipo de Correlación Un registro tipo de correlación, se define como un registro en el cual se exhiben una sección estratigráfica completa de un campo o área regional de estudio. El registro tipo debe mostrar la reflectancia en profundidad y espesor de la sección estratigráfica más  profunda penetrada. A causa de las fallas, disconformidades, y variaciones en la estratigrafía que afecta la sección sedimentaria, un registro tipo de correlación está a menudo compuesto de secciones de varios registros individuales y es llamado un registro tipo compuesto. No confunda un registro tipo de correlación con otra clase de tipos de registros tales como un registro tipo estratigráfico, registro tipo de composición de arena o registro muestra. Un registro tipo estratigráfico esta normalmente preparado para mostrar los ambientes sedimentarios que existen en un campo en particular o área de estudio (Figura 4). Aunque puede incluir porciones de diferentes registros para dibujar la sección estratigráfica entera, normalmente no se prepara en el sentido estricto de un registro tipo de correlación. Por consiguiente, puede contener fallas o disconformidades, e inclusive los  pozos cerca de la cresta de la estructura que no representa la sección sedimentaria más espesa.

Los registros tipos de composición de arena, los registros de paquete o registros muestra son preparados para ilustrar el potencial de las arenas dentro de un campo o área de estudio que puedan mostrar contenidos de hidrocarburos, o tiene el potencial para contener hidrocarburos (Figura 5). Estos registros no se preparan para uso como ayuda de correlación por lo tanto no son preparados en un sentido estricto de un registro tipo de correlación. Al empezar el trabajo geológico en una nueva área de estudio en el que ya se ha preparado un registro tipo de correlación, es importante revisar el registro cuidadosamente para ver que reúna los requisitos de un registro tipo de correlación. Sí el registro tipo tiene una sección estratigráfica incompleta, su uso producirá resultados erróneos en la correlación. El registro tipo de correlación debe tener la sección estratigráfica completa y puede ser usado como una herramienta útil para la correlación.

La Figura 6 muestra una sección a través de una estructura de un diapiro de sal compleja.  Nosotros usamos esta figura para ilustrar el procedimiento de preparación de un registro tipo de correlación. Esta estructura exhibe varias complejidades, incluso una proyección de sal, varias fallas, una discordancia, diapiro lutítico, y el adelgazamiento estratigráfico y el

adelgazamiento de la arena en el tope de la estructura ubicado cerca de la sal. Nosotros consideraremos cada uno de los cuatro pozos que han penetrado la estructura y han evaluado la aplicabilidad de cada uno como un registro tipo. El pozo Nº 1 no es un buen candidato como un registro tipo por muchas razones: sólo se taladró a una profundidad de 8700 pies, cruza una falla en la cresta, encuentra sal a poca profundidad, y no muestra una sección completa. El pozo Nº 2 taladrado fuera del flanco de la estructura penetrando a un espesor cercano al de la sección estratigráfica completa. Sin embargo, cruza una discordancia sobre los -11,300 pies. El pozo Nº 3 es taladrado también en una posición de  buzamiento bajo y penetra la sección estratigráfica entera antes de encontrar el diapiro lutítico cerca de la profundidad total (TD) del pozo. Sin embargo, cruza una falla sobre los 10,500 pies en la Arena 9100 pies. El pozo Nº 4 taladrado en una posición de la cresta no es conveniente como un registro tipo porque penetra la proyección de la sal, y por lo tanto, encuentra una sección estratigráfica más delgada que la penetrada por los Pozos Nº 2 y 3, cruces de falla, una discordancia, y no penetra una sección estratigráfica completa.

Fig. 4. Composición de un registro tipo estratigráfico del Golden Meadow Field

Fig. 5. Muestra la composición de un registro de Good Hope Field, St. Charles Parish, Louisiana

Fig. 6. Una sección a través de una estructura diapírica de sal compleja, penetrada por cuatro pozos verticales

Para este caso en particular, un registro tipo de correlación debe ser un registro compuesto que incluya las secciones de los Pozos Nº 2 y Nº 3. El mejor registro tipo consiste del Pozo  Nº 2 desde la parte baja de la superficie hasta un marcador de correlación justo por debajo de la Arena 11000 pies y Pozo Nº 3 desde el mismo marcador hasta la profundidad total (TD) en el diapiro lutítico. Este registro tipo compuesto reúne todos los requisitos en la definición mostrada antes y es un modelo excelente para todos los otros registros de pozos  para un trabajo de correlación sobre esta misma estructura. Normalmente, las fallas no se incluyen en un registro tipo de correlación. Sin embargo, sí una superficie de despegue  principal, como un corrimiento o una falla lístrica de crecimiento, sirve como el límite más  profundo de sección de prospectiva, es aconsejable colocar la falla en el registro tipo.

4. Correlación de Registros Eléctricos –  Pozos Verticales  Nosotros iniciamos la discusión del trabajo de correlación actual, revisando la correlación de registros eléctricos en pozos verticales. En general, la correlación de registros eléctricos es más fácil y más directa en pozos verticales que en pozos direccionales.

4.1. Plan de Correlación de Registros Cuando nos damos a la tarea de correlacionar registros en un campo específico o área de interés, usted puede hacerse a si mismo varias preguntas: “¿Por donde comienzo?” o “¿Con cual registro correlaciono el primero, segundo o tercero, etc.? ”. Antes de comenzar la

correlación de registros en un área, es necesario desarrollar un plan general de correlación de registros. En esta sección, nosotros ilustramos un plan de correlación de registros. Este  plan provee una respuesta a las preguntas que usted se hizo anteriormente, y establece un orden de preferencia en el cual correlacionar los registros eléctricos de pozos perforados verticalmente. Este plan de correlación puede ser adaptado a la mayoría de los regimenes geológicos. Para el propósito de la ilustración, usamos un mapa estructural de 8000 pies de arena en una estructura anticlinal normalmente fallado en régimen geológico extensional (Figura 7).

La Figura 7 muestra un mapa de contornos estructurales en una arena de 8000 pies. La estructura anticlinal fallada es el resultado de una intrusión de una masa de sal resultando en una estructura que hace más compleja la dirección del buzamiento. El siguiente plan de correlación de pozos es proyectado para hacer un trabajo de correlación de pozos más sistemático y fácil de conducir, y trae como resultado menos dificultades en la correlación.

Paso 1. Prepare un registro tipo de correlación (recuerde que un registro tipo de correlación debe mostrar un intervalo completo de sedimentos no fallados, representativo de los espesores y unidades sedimentarias del campo).

Paso 2. Un buen plan de correlación envuelve la correlación de cada pozo con un mínimo de otros dos pozos. Para asegurarse de una buena correlación, el plan de correlación debe ser cerrado.

Paso 3. Primero se correlacionan los pozos que representan los espesores de la sección estratigráfica completa.

Fig. 7. Ejemplo de un plan de correlación para pozos verticales. Note que hay una jerarquía en la secuencia de correlación y que todos los pozos son correlacionados en redes cerradas

Paso 4. Sí se continúa la correlación progresando desde los pozos en la parte baja de la estructura hasta los pozos en la parte alta.

Paso 5. Generalmente correlacione pozos que estén uno cerca del otro. En la mayoría de los casos, pozos cercanamente espaciados deben tener una sección estratigráfica similar y así la correlación es usualmente más fácil.

Paso 6. En muchas áreas geológicas cambios rápidos en estratigrafía así como cambios de espesor ocurren en distancias cortas. En áreas de extensión o diapiros de sal, pozos cerca de la estructura muestran una estratigrafía similar, así como también en áreas con pliegues  buzantes.

En provincias geológicas involucradas con fallas de crecimiento, algunas consideraciones deben ser dadas en la preparación del plan de correlación de registros de pozos. Para este  propósito, definimos una falla de crecimiento normal como una falla sindeposicional resultando en una sección estratigráficamente expandida en el bloque fallado que ha bajado con desplazamiento en una falla de crecimiento incrementándose con la profundidad.

Sí una falla de crecimiento está presente en el área de estudio esta restringe la correlación de los pozos dentro de un bloque fallado de la falla de crecimiento. Teniendo en mente que el bloque que ha bajado en una falla principal de crecimiento ha sido una sección estratigráfica expandida, lo cual puede incrementar la dificultad en la correlación, por lo tanto, comenzar la correlación en el bloque que ha subido, usando el plan que se ha  perfilado. Cada vez que las correlaciones en el bloque superior fallado se hallan completado, estas deben ser llevadas, sí es posible, a el bloque inferior fallado. Para revisar las correlaciones en los pozos localizados estructuralmente en las partes más bajas.

Sí una cantidad significante de crecimiento ha ocurrido en la falla, el espesor de los sedimentos puede ser tan grande en el bloque inferior, que la correlación de la sección desde el bloque superior al bloque inferior puede hacerse muy difícil, sí no imposible. En tal caso, las mejores correlaciones pueden ser archivadas, para preparar un tipo de registro  por separado para el bloque inferior y correlacionar el bloque inferior independientemente del bloque superior.

4.2 Conceptos Básicos en la Correlación de Registros Eléctricos

Ahora que hemos establecido un plan de correlación, examinaremos algunos conceptos  básicos de la correlación de registros eléctricos. La Figura 8 muestra las curvas SP y de resistividad normal corta amplificada de registros eléctricos para dos pozos verticales. Un vistazo rápido e inicial por las correlaciones puede ser hecho, para revisar las principales arenas. Las arenas son las más predominantes y obvias características vistas en las curvas de SP o rayos gamma y sirven para realizar buenas y rápidas correlaciones. Debido a que las principales capas de arena frecuentemente exhiben variaciones en el espesor y características de pozo a pozo y son con frecuencia lateralmente discontinuas, sin embargo, ellas no son recomendadas para hacer correlaciones detalladas de registros eléctricos.

 Nosotros sugerimos que todas las correlaciones de registro eléctricos detalladas sean iniciadas por la concentración de secciones de lutitas. Nosotros aplicamos este enfoque a la correlación de los registros eléctricos de la Figura 8, la cual muestra un segmento de registro de dos pozos verticales (Nº A-1 y Nº 3). Las curvas de SP y normal corta amplificada son mostradas para cada registro. Hay dos arenas principales vistas en cada  pozo, etiquetadas como arenas 10.000 pies y 10.300 pies.

Fig. 8. (a) Correlación de dos pozos verticales usando arenas principales como vehículo  primario de correlación. (b) Correlación detallada de dos pozos verticales mostrados en la Figura 8a usando todos los marcadores de correlación confiables de lutitas y arenas

Primero revisaremos estos dos registros usando los topes de las principales arenas como  principal vehículo de correlación (Figura 8a). Imagina que estamos en la capa correlatora de la arena principal y estamos correlacionando los pozos Nº A-1 y 3 en la Figura 8. Por correlación de las arenas, que el intervalo desde el tope de la arena de 10.000 pies al tope de la arena de 10.300 pies es cerca de 325 pies de espesor en el Pozo Nº A-1 y de 480 pies en

el Pozo Nº 3. El intervalo en el Pozo Nº A-1 es corto entre los dos topes de arena por 155  pies. Este intervalo corto, basado en la correlación de las arenas, sugiere la posibilidad de una falla de 155 pies en el Pozo Nº A-1.

Ahora correlacionemos esos mismos dos pozos, mostrados en la Figura 8b usando los consejos dados anteriormente. El procedimiento recomendado para que correlaciones detalladas sean conducidas en secciones de lutitas usando todas las curvas de los registros eléctricos con un énfasis inicial en la curva normal corta amplificada. Esta curva provee la correlación de lutitas más confiable. A través de correlaciones detalladas de secciones de lutitas y arenas, un número de marcadores de correlación son identificados en estos dos registros. Estos incluyen una serie de resistividades de lutitas etiquetadas como SRM Nº 1 a través de SRM Nº 4 (SRM = Marcador de Resistividad de Lutita), un diagnóstico seguro en los patrones de correlación de alta resistividad en el lado de resistividad de los registros en adición a las dos principales arenas. Todos estos marcadores de correlación indican que ambos segmentos de registro tienen un alto grado de correlación y que no hay fallas  presentes en el Pozo Nº A-1.

Parece que la sección estratigráfica en el Pozo Nº A-1 es uniformemente delgada en comparación con el Pozo Nº 3. el radio de espesor entre cada intervalo de los cuatro marcadores lutíticos muestra una consistencia en el adelgazamiento estratigráfico en el Pozo Nº A-1 cuando es comparado con el Pozo Nº 3. este adelgazamiento uniforme apoya la idea de que aunque el Pozo Nº A-1 se acorta hacia el Pozo Nº 3 como resultado de un adelgazamiento estratigráfico, los dos registros muestran correlación.

4.3. Fallas versus Variaciones Estratigráficas La diferenciación entre cortes de falla y variación en el espesor estratigráfico, es muy importante en la correlación de los registros de pozos. Nosotros manifestamos anteriormente que las interpretaciones más confiables presentadas en los mapas o secciones están en los capas de rocas correlacionados con exactitud. Sí una sección estratigráficamente delgada es correlacionada incorrectamente como un corte de falla, estos datos erróneos de la falla serán incorporados en la construcción de un mapa de superficie de la falla y después se integrarán en la interpretación estructural. El propósito de esta sección es perfilar los procedimientos que son efectivos durante la correlación, para ayudar a diferenciar entre fallas y variaciones en el espesor estratigráfico.

 Determinación de Cortes de Falla. Repasando los registros y tomando las arenas como  principales correlatoras, y usando las Arenas 8600 pies y 9000 pies como las correlaciones

 principales, la sección en el Pozo Nº 3 entre las dos arenas principales es de 80 pies y una falla parece posible en el pozo. Con los datos de la correlación limitados, el tamaño y localización de la falla es incierto. También, la correlación del tope de la Arena 9000 pies en el Pozo Nº 3 es cuestionable. ¿Hay una falla en el Pozo Nº 3 y la falla es (1) dentro del intervalo de la lutita entre la base de la Arena 8600 pies y el tope de la Arena 9000 pies, (2) en el tope de la arena 9000 pies, o (3) es parte de la arena 9000 pies fallada fuera? Si la falla está en el tope de la Arena 9000 pies, el intervalo de la Arena 8600 pies al tope de la Arena 9000 pies es de 80 pies. Si parte del tope de la Arena 9000 pies está fallada fuera, entonces el intervalo es corto por alguna cantidad mayor que 80 pies. Con la metodología de correlación de la arena principal, la naturaleza de la sección corta en el Pozo Nº 3 no está clara y tenemos un problema en la correlación. Ahora seguiremos los procedimientos de la correlación recomendados e ilustrados en la Figura 9. Estos procedimientos proporcionan varios marcadores de la correlación, incluso marcadores de resistividad de la lutita 1 a través de 7 y las características del marcador de resistividad específica resaltada en el lado de resistividad de cada registro. Éstos marcadores de correlación detallados muestran que el intervalo entre cada marcador de correlación es comparable en ambos pozos salvo la sección corta identificada entre SRM 5 y SRM 7. Aviso que SRM 6 está faltando en Pozo  Nº 3, así como el segmento más bajo del carácter de resistividad resaltado a través de SRM 6 en el Pozo Nº 1. Finalmente, éstas correlaciones detalladas de lutitas y los datos de la correlación contenidos dentro de la Arena 9000 pies indican que la porción superior de la Arena 9000 pies también está faltando en el Pozo Nº 3. Nosotros hemos aislado la sección corta en el Pozo Nº 3 para un solo intervalo específico de 135 pies de espesor. El aislamiento de esta sección corta para una ubicación particular indica que la sección corta es el resultado de una falla en lugar de una variación Estratigráfica. La ubicación del la sección corta proporciona la profundidad de la falla en este pozo. Midiendo la cantidad de sección que falta en el Pozo Nº 3, nosotros determinamos el tamaño de la falla (135 pies) por la correlación con el Pozo Nº 1. La sección faltante se resalta en la Figura 9. Para asegurar la existencia de la falla, el Pozo Nº 3 debe ponerse en correlación con por lo menos uno o más pozos cercanos.

 Nosotros nos referimos a una falla reconocida en un pozo como un corte de falla. Para cada falla cortada hay tres piezas importantes de datos que deben obtenerse para la documentación y después deben usarse en el mapeado:

(1) el tamaño de la falla, (2) la profundidad del registro a la cual corta la falla, y (3) el pozo o los pozos correlacionados para obtener la traza de falla. Los datos de la falla (135 pies 18957 pies/Pozo Nº 1) e información con respecto al fallado fuera (F/O) del tope de la Arena 9000 pies se anota al lado del símbolo de corte de falta en el registro. Refiérase de nuevo a Figura 10 para un ejemplo de cómo estos datos se anotan en un registro.

La exactitud para identificar la profundidad del corte de falla en un pozo y determinar su tamaño se relaciona directamente a (1) el detalle con el que los registros son correlacionados, (2) el número de registros usados para la correlación, y (3) las variaciones en espesor estratigráfico visto en los pozos. Obviamente, el intervalo más pequeño entre los marcadores de la correlación establecidos, es el más preciso en la correlación apuntando con precisión la profundidad y tamaño de una falla. El detalle de la correlación y exactitud requeridas son dictadas a menudo por el tipo de estudio geológico dirigido. Por ejemplo, si usted está envuelto en un estudio geológico regional, apuntar con precisión la profundidad de una falla dentro de varios cientos de pies en un registro de pozos puede ser suficiente. También, puede que usted solo se interese por las fallas más grandes (es decir, fallas mayores que 100 pies). Si el estudio será detallado para desarrollo del campo o la recuperación mejorada, sin embargo, puede ser necesario localizar la profundidad de todas las fallas reconocibles a dentro de ±20 pies. La misma variación en la exactitud se aplica al tamaño de una falta.

Fig. 9. Correlación detallada de dos pozos verticales mostrados en la

Las Variaciones Estratigráficas. La Figura 10 muestra un segmento del registro de los Pozos Nº A-1 y 3. En esta sección, usamos los procedimientos de correlación para establecer los marcadores de correlación específicos para reconocer las variaciones estratigráficas tales como cambios de espesor y que no sean mal interpretados como un corte de la falta.

En la Figura 10, se identifican dos marcadores de correlación en cada pozo. ¿Basado en estos marcadores, el Pozo Nº A-1 es 155 pies más corto que el Pozo Nº 3. Es esta sección corta en el Pozo Nº A-1 el resultado de una falta o variaciones en la estratigrafía? Con los datos de la correlación limitados mostrados en la figura, es imposible determinar por qué la sección en el Pozo Nº A-1 es corta. Nosotros podríamos usar las arenas principales en cada  pozo para ayudar en el trabajo de correlación, pero esta información adicional proporciona una pequeña ayuda en la determinación de la naturaleza de la sección corta.

Hasta ahora, hemos mostrado que es importante identificar tantos marcadores de correlación como sea posible, sobre todo en intervalos cuestionables del registro. Las correlaciones cercanamente espaciadas generalmente mejoran la exactitud de la correlación, ayudan a diferenciar entre los cortes de falla y las variaciones estratigráficas, y mejora la estimación del tamaño y profundidad de los cortes de la falla identificados. Por consiguiente para correlacionar con precisión los Pozos Nº A-1 y 3, se requieren marcadores adicionales de correlación.

Fig. 10. Correlación de los pozos Nº A-1 y Nº 3 usando marcadores de correlación limitados. ¿Hay una falla en el pozo Nº A-1?

La Figura 11 muestra los mismos dos registros con marcadores adicionales de correlación identificados. El proceso de correlación se mejora con estos marcadores adicionales. Nótese que el acortamiento en el pozo Nº A-1 no se limita a un intervalo específico, pero está  presente en todos los intervalos en los pozos entre los marcadores de resistividad 1 y 4. Esta evidencia sugiere fuertemente que las variaciones de espesor en el Pozo Nº A-1 son estratigráficas y no el resultado del fallamiento. Si necesario, el intervalo del radio de espesor pueden ser calculados entre cada marcador de correlación para proporcionar evidencia extensa para apoyar la conclusión.

Donde: Tr = Radio de espesor Ts = Espesor del intervalo corto del registro Tl = Espesor del Intervalo largo del registro

Fig. 11. Correlación de los pozos Nº A-1 y Nº 3 usando todos los marcadores de correlación reconocibles, que indican que no hay falla en el pozo Nº A-1. La sección corta del registro es el resultado de una variación estratigráfica

4.4. Las trampas en la Correlación de Registros de Pozos Verticales Como un último tema en la correlación de registros en pozos verticales, miraremos algunas trampas causadas por los cambios en el buzamiento de la formación. La Figura 12a muestra una sección del registro eléctrico de cuatro pozos verticales. Usando los  procedimientos de correlación detalladas, nosotros determinamos que el miembro de arena mostrado en cada uno de los pozos de la Arena 8500 pies. De derecha a izquierda en la figura, los registros de pozos muestran un incremento de espesor en la arena de 8500 pies desde 100 pies en el pozo Nº 4 a 200 pies en pozo Nº 1. Esta es la causa de cambio en el espesor de esta arena, variaciones en el espesor estratigráfico, fallamiento, o algo más.

Fig. 12. (a) Registro Eléctrico de la sección estratigráfica perpendicular al rumbo de la arena de 8500 pie (paralelo al buzamiento). (b) Sección del Registro eléctrico que muestra la relación de verdadero espesor estratigráfico (TST) para corregir el espesor vertical (TVT)

con variable de la capa. El verdadero espesor vertical es ese espesor visto en un agujero vertical y recto

El mapeo general de la estructura general y datos de medición de buzamiento muestra que el buzamiento de las capas es diferente en la vecindad de cada pozo: 0º en el pozo Nº 4, 20º en el pozo Nº 3, 40º en el pozo Nº 2, y 60º en el pozo Nº 1. Los cuatro pozos se sitúan en una línea perpendicular al rumbo de las capas (paralelo al buzamiento de las capas). El Análisis de los datos de Buzamiento y registros sugiere un incremento en el espesor de la Arena 8500 pies en dirección al tope de la estructura. Normalmente, sin embargo, nosotros esperamos ver un constante o espesor reducido de la sección estratigráfica en la dirección del tope de la estructura. ¿Así que, los cambios de espesor que se observan en cada pozo se deben al fallamiento, variaciones estratigráficas, o a un problema geométrico que son el resultado del cambio buzamiento de la capa?

En la Figura 12b, los registros están colocados su verdadera posición estructural con el  buzamiento de formación en cada uno de los pozos. poz os. Los buzamientos de la formación y las relaciones entre el espesor verdadero de la capa y el espesor estratigráfico, y el registro o espesor vertical, se muestran en la figura. Nótese que aunque el espesor del registro en el  pozo Nº 1 es dos veces el observado obser vado en el pozo Nº 4, el espesor estratigráfico estratigráfi co es idéntico en ambas situaciones. Este ejemplo ilustra la precaución que debe tomarse cuando se correlacionan registros con cambios marcados en el buzamiento de la capa. Los cambios en el buzamiento de una capa pueden resultar en cambios en el espesor de los registros en los  pozos verticales, aunque la sección no esté fallada y el espesor estratigráfico sea constante.

Para comprender bien la estratigrafía e historia de crecimiento de una estructura, y resolver algunos problemas geométricos causados por los cambios en el buzamiento de la capa, el verdadero espesor estratigráfico (TST) de un intervalo penetrado por un pozo vertical puede calcularse. Las variables requeridas para calcular TST son el verdadero espesor vertical (TVT) de la sección como la observada en el pozo vertical y el buzamiento de la capa.

Donde: TST = E espesor estratigráfico Verdadero

TVT = El espesor vertical Verdadero Φ = Buzamiento verdadero de la capa

Los registros no se pueden correlacionar en vacío. El plan de la correlación muestra la necesidad de conocer la relación estructural de los registros correlacionados. Esto puede ser complicado teniendo en cuenta los mapas base de los registros de pozo que muestra la estructura general disponible durante la correlación del registro para mostrar la posición estructural y ubicación de cada uno de los registros de pozos correlacionados.

Finalmente, consideremos una situación como la mostrada en la Figura 13. En este caso, la arena identificada en los dos pozos tiene un espesor estratigráfico decreciente en dirección al tope de la estructura. Podemos decir que la estructura estaba en crecimiento activo durante el tiempo de deposición de la arena, produciendo el adelgazando estratigráfico hacia la cresta de la estructura. Por sólo correlación, sin embargo, el espesor del registro vertical de la arena en cada uno de los pozos es exactamente el mismo. mismo . Sí usted reconociera el mismo espesor del intervalo en cada uno de los pozos sin considerar la  posición estructural, usted puede asumir que los espesores es pesores son iguales, la estructura no estaba activa durante la deposición de la arena. Una revisión de los pozos de la sección transversal Figura 13 muestra que el espesor estratigráfico de la arena disminuye en dirección de alto buzamiento tal que el espesor estratigráfico del pozo Nº 1 es solo la mitad del espesor encontrado en el pozo Nº 4.

Fig. 13. La sección muestra el efecto del cambio de buzamiento de la capa con el espesor vertical verdadero de la sección estratigráfica

 Este cambio en el buzamiento de la capa causa que el espesor espes or vertical de los registros sea el mismo en cada pozo. pozo. La ecuación anterior puede usarse para calcular el TST en cada  pozo para desarrollar un mejor entendiendo del espesor estratigráfico observado obser vado en cada uno de los pozos. Estos ejemplos son muestra de que espesor de los registros de pozos verticales varia con el cambio del buzamiento de la formación y es igual al verdadero espesor estratigráfico sólo estratigráfico sólo cuando  cuando el buzamiento de la formación es el cero (Figura 13, Pozo Nº 4). Ellos también hacen énfasis de que la correlación no es un proceso aislado. Siempre las relaciones estructural y estratigráfica y conocimiento geológico del área de estudio deben tenerse presentes durante la correlación. Los errores en la correlación y las asunciones incorrectas en tales aspectos como la historia de crecimiento local de una estructura pueden incorporarse en el trabajo geológico. Tales trampas pueden prevenirse si la configuración estructural y deposicional del área es considerado durante la correlación.

Tomado de: Applied Subsurface Geological and Mapping de Daniel Tearpock y Richard Bischke

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studio de Acoplamiento Acoplamiento de Modelo de Yacimiento y Red de Superficie mediante métodos analíticos Marcelo Madrid Hace 12 meses Producción

El presente estudio tuvo como finalidad evaluar el comportamiento del sistema de  producción de 2 yacimientos ubicados al Este de Venezuela, Venezu ela, la cual presenta un comportamiento de producción atípico debido a los problemas generados por la sobrepresurización de las líneas de superficie, como consecuencia de las continuas fallas de los sistemas de compresión, la cual impactan la capacidad de producción de los pozos que se encuentran bajo flujo subcrítico. Debido a los mencionados problemas a nivel de superficie y adicional a las problemáticas de yacimiento ocasionadas cuando la presión de yacimiento cae por debajo de la presión de saturación, saturación, cuando se realizan propuestas de  productividad en nuevas localizaciones y estimulaciones de pozos poz os activos, activos, no es suficiente realizar predicciones a través de modelo de simulación numérica, balance de materiales y análisis nodal, basado en el análisis individual de cada técnica, para el entendimiento de los efectos positivos y/o negativos que pudieran generarse producto de la ineficiencia del sistema de recolección de superficie.

Debido a estas limitaciones, la construcción de un modelo acoplado yacimiento-superficie es necesario, para la simulación de un amplio rango de condiciones en el sistema de  producción, desde la detección de cuellos de botella, optimización de las conexiones con exiones de los  pozos y su incorporación a la corriente corr iente de producción, la determinación de cambios de nivel de separación, lo que permitirá mejorar el comportamiento de producción y una confiable estimación de potenciales iniciales y pronósticos de producción.

1. Introducción El presente estudio puede ser dividido en 4 fases para su correcta comprensión y análisis: construcción del submodelo de yacimiento, submodelo de pozo, submodelo de red de superficie y el posterior acoplamiento de los tres submodelos en un Modelo Integrado Yacimiento-Superficie del sistema de producción. Este Modelo Integrado fue concebido con el concepto de crear un estudio analítico de respuesta rápida (fast track), por lo que se uso la técnica de Balance de Materiales para el modelado de los yacimientos A y B en la construcción del submodelo de yacimientos, ecuaciones de flujo vertical y horizontal, para los modelos de pozos y red de superficie respectivamente. La construcción de cada modelo se hizo en la plataforma IPM, una paquete desarrollado por la empresa Petroleum Experts Ltd. El paquete IPM se encuentra conformado por varias herramientas de estudio analítico: MBAL para la construcción del modelo de yacimientos mediante Balance de Materiales, PROSPER para estudios de producción e inyección de pozos y GAP permite describir de forma detallada todas las facilidades de producción de superficie.

Para el presente estudio, se requirió realizar una revisión de la información disponible: de yacimientos (producción acumulada, presión estática de yacimiento, PVT, hidrocarburos originales en sitio), de producción (diámetros, pesos de tubería, petrofísica, pruebas de  producción, comportamiento de fluidos, entre otros) y la red de superficie (progresivas y  perfiles de elevación), adicionalmente de puntos de presión y temperatura aguas arriba y aguas abajo de cada estación y/o múltiple.

2. Construcción de Modelo de Yacimiento 2.1. Yacimiento A Para la construcción del modelo de yacimiento A (gas condensado), se utilizó la ecuación generalizada de balance de materiales para yacimientos de gas condensado. En la Figura 1, se puede observar una representación gráfica del modelo en el software MBAL.

Fig. 1. Representación gráfica del modelo de Balance de Materiales del yacimiento A en el software MBAL

Para la realización del mismo, se tomaron en consideración las siguientes premisas: 1. 2. 3. 4. 5.

Yacimiento tipo tanque, en equilibrio completo e instantáneo. Permeabilidad infinita. Compresibilidad de la Roca (Cr) variable con el cambio de presión. Caracterización composicional de los fluidos del yacimiento. Agotamiento natural como estrategia de explotación.

El yacimiento se ha caracterizado como de tipo volumétrico. La técnica de la Ecuación Generalizada de Balance de Materiales utilizada es la P/Z vs. Gpt. Los parámetros básicos del yacimiento se presentan en la Tabla 1. Para el ajuste del Gas Condensado en Sitio (GCOES), se realizaron regresiones a las variables de mayor impacto mediante el uso del método analítico que posee el MBAL. En estas regresiones se utilizaron todos los puntos de  presión disponibles, donde se dieron mayor peso los puntos provenientes de las pruebas de restauración de presión, seguidamente de las pruebas BHP-BHT, y en menor medida las interpretaciones de presión actual a través de pruebas multitasa.

Tabla 1. Parámetros básicos del yacimiento A

Con el método gráfico tradicional se realizó el ajuste definitivo de los volúmenes originales en sitio, tal como se puede observar en la Figura 2. En el mismo se puede observar que la extrapolación de la curva P/Z=0, que permite la estimación del GCOES, siendo este de 380,416 MMMPCN.

Fig. 2. Gráfico de P/Z vs Gpt del yacimiento A

2.2. Yacimiento B

El modelo de yacimiento B se realizó bajo un esquema de construcción más complejo. Para ello se realizó un modelo de yacimiento multitanque para describir cada uno de los bloques compartamentalizados que conforman al yacimiento: B1, B2 y B3, la cual se encuentran interconectados a través de transmisibilidades entre las fallas, conformando una sola unidad hidráulica. En la Figura 3, se muestra una representación gráfica del modelo del modelo en el MBAL. Esto permitió la correcta reproducción de la historia de producción de los pozos  productores, especialmente los que presentan alto corte de agua, como lo son el pozo P3 (%AyS=12) y el pozo P8 (%AyS=65,6). En la construcción de este modelo se tomaron las siguientes premisas: 1. 2. 3. 4.

Yacimiento tipo tanque, en equilibrio completo e instantáneo. Permeabilidad infinita. Compresibilidad de la Roca (Cr) variable con el agotamiento de presión. Agotamiento natural como estrategia de explotación.

Fig. 3. Representación gráfica del modelo de Balance de Materiales del yacimiento B en el software MBAL

En la Tabla 2, se presentan los parámetros básicos de entrada en el submodelo de yacimientos compartamentalizados B1, B2 y B3.

Tabla 2. Parámetros básicos del yacimiento B

Es importante destacar que los volúmenes determinados con la técnica de EGBM son en  base al petróleo contactado. Partiendo de esta premisa, se realizó el ajuste mediante método analítico para realizar una regresión multivariable. Debido a los tiempos arrojado por éstas regresiones, se asumió que las transmisibilidades entre las fallas fueron de 1 BY/d*cp/lpc y en dirección del movimiento del fluido en el medio poroso hacia el bloque compartamentalizado que ha tenido mayor vaciamiento. Se sensibilizaron los volúmenes de hidrocarburos originales en sitio y el tamaño de los acuíferos. Debido a la poca información disponible en cuanto a la descripción energética del acuífero o fuente de agua, se procedió a realizar una regresión del volumen del acuífero hasta alcanzar la menor dispersión y poder lograr el cotejo del tren de agotamiento de presión de los tanques asociados con comportamiento de empuje hidráulico. En la Figura 4, Figura 5 y Figura 6, se muestran el resultado de los trenes de agotamiento de cada uno de los bloques compartamentalizados que conforman el yacimiento B.

Fig. 4. Ajuste del tren de agotamiento de presión del yacimiento B1

Fig. 5. Ajuste del tren de agotamiento de presión del yacimiento B2

Fig. 6. Ajuste del tren de agotamiento de presión del yacimiento B3

A cada modelo de yacimiento se le realizó una corrida preliminar de simulación después de ajustar los volúmenes en sitio y su tendencia de agotamiento. Posteriormente con los modelos de pozos (tablas de curvas de levantamiento de fluido), se realizaron corridas de  predicción yacimiento/pozo, para efectos de consistencia y control de calidad para un  posterior acoplamiento al modelo integrado.

3. Construcción de Modelo de Pozo La construcción del modelo de pozo representó uno de los aspectos más importantes del  presente estudio, ya que ha permitido detectar las principales problemáticas de  productividad que presentan los mismos hoy día. Es importante destacar que se contó con información actualizada de perfiles verticales de flujo (prueba PLT) y BHP-BHT que  permitieron una correcta caracterización de la producción. Para la construcción de la curva de afluencia de los pozos (IPR), se procedió a la utilización de la ecuación de Darcy, enfocada a pozos de petróleo, la cual se encuentra en función de las características de las arenas productoras (k, h, área de drenaje, factor Dietz y radio de pozo). Para los pozos completados en la zona de gas condensado, se utilizó la ecuación de Jones et al., la cual se encuentra en función de parámetros que describen el flujo darciano y no darciano,

 permitiendo la determinación de presencia de flujo esférico a nivel de los intervalos  perforados (penetración parcial).

La construcción de la curva de levantamiento de fluidos (VLP), tomó en consideración la información de los BHP-BHT dinámicos y la última prueba de producción válida, con el  propósito de caracterizar y ajustar la curva de levantamiento de fluidos al comportamiento de producción de cada pozo. El cotejo de las condiciones actuales de producción, la identificación de los posibles problemas de productividad fueron realizadas para cada uno de los pozos. Para efectos prácticos se mostrarán dos ejemplos: un ajuste para un pozo completado en la capa de gas y otro ajuste para un pozo completado en la pierna de  petróleo.

3.1. Pozo P1 (capa de gas) El pozo P1 inicio su producción en el año 1998 en las arenas de la Fm. Principal del yacimiento B1, específicamente en el intervalo de 13.154’-13.596’ sel., con una tasa de  producción inicial de 6.300 BN/D de petróleo y 32,5 MMPCN/D de gas (reductor de 1”),  presentando una fuerte declinación hasta el año 2005 (31% A.e.) y una producción de 863 BN/D de petróleo. Esta disminución de productividad fue causado por la acumulación de condensado retrógrado en la vecindad del pozo, ocasionando una disminución de la presión en la cara de la arena, que actualmente se encuentra por debajo de la presión de rocío del fluido. Después de un trabajo de Estimulación Matricial (ácido orgánico y metanol) para la remoción del banco de condensado, logró incrementar la producción del pozo a 2.700 BN/D, disminuyendo la declinación del pozo a 17% A.e. En el año 2010 se intervino el  pozo con un tratamiento similar, restaurando su productividad a 2.650 BN/D. Sin embargo, en el año 2013, la producción del pozo declinó notablemente, por lo que se repite el trabajo de estimulación aplicado en años anteriores, sin el éxito esperado. Posteriormente se determinó que los resultados obtenidos fueron consecuencia de los fuertes cambios termodinámicos que ha experimentado el yacimiento en los últimos años, debido a la expansión de la pierna de petróleo y manifestándose un petróleo más pesado en los intervalos productores. En la Tabla 3 se muestra el resultado de la última prueba de  producción del pozo P1:

Tabla 3. Última prueba de producción del pozo P1

En la Figura 7, se muestra el BHP-BHT dinámico para el pozo P1 y las correlaciones de curvas VLP disponibles en el PROSPER. Las presiones observadas en el BHP-BHT se encuentran por debajo del rango normal de las curvas de levantamiento de fluidos, debido a la presencia de un fluido de baja RGP (2.048 PCN/BN). La curva VLP se encuentra dentro del rango crítico (Ql ↑ y Pwf ↓), observándose efectos de resbalamiento de fluidos den tro

de la tubería de producción.

Fig. 7. BHP-BHT vs correlaciones de flujo multifásico vertical para el pozo P1

El daño estimado es alto (S=78), por lo que la aplicación de un trabajo de estimulación se  puede lograr un buen ganancial de barriles de petróleo adicional. En la Figura 8, se puede mostrar el resultado arrojado del análisis nodal del pozo P1.

Fig. 8. Resultados del análisis nodal para el pozo P1

3.2. Pozo P3 (pierna de petróleo) El pozo P3 fue completado en la pierna de petróleo en las arenas pertenecientes a la Fm. Principal, e inició su producción en el año 2004, con una producción inicial de 1.239 BN/D de petróleo y 1,46 MMPCN/D de gas. En junio de 2005, se realiza una estimulación química para la limpieza de la fractura hidráulica ejecutada durante la fase de completación del pozo, incrementando la producción hasta los 2.400 BN/D de petróleo y 2,36 MMPCN/D de gas. Desde el año 2006 hasta la fecha, se ha observado una declinación en su nivel de producción, por lo cual se han realizado trabajos de recañoneo enfocado para limpieza en el año 2012 y cañoneo de arenas adicionales en el año 2013, sin obtener resultados esperados.

El corte de agua del pozo ha ido incrementando en el tiempo, la cual ha estado oscilando entre 11 y 15%, con un acumulado de producción de agua de 304 MBN. En la Tabla 4, se muestran los resultados de la última prueba de producción del pozo P3:

Tabla 4. Última prueba de producción del pozo P3

En la Figura 9, se muestra el BHP-BHT dinámico del pozo P3 y las correlaciones de flujo multifásico vertical disponibles en el PROSPER. Las presiones observadas en el BHP-BHT se encuentran por debajo del rango normal de curvas VLP, esto es debido principalmente de la presencia de un fluido más pesado (26,8° API). La curva de VLP se encuentra dentro de un rango estable (Ql ↑ y Pwf ↑), sin observar efectos de resbalamiento de fluidos y

velocidades erosivas. El alto peso de la columna de fluidos representa una caída de presión de 3.207 lpca, todos debidos a efectos gravitatorios.

Fig. 9. BHP-BHT vs correlaciones de flujo multifásico vertical para el pozo P3

A nivel de las arenas, se observa un daño de aproximadamente 17,2, sin embargo conserva una alta presión de fondo fluyente (4.100 lpca). Se pudo evidenciar la presencia de una columna de agua pseudo estática dentro del liner de producción del pozo. En la Figura 10, se puede mostrar el resultado arrojado del análisis nodal del pozo P3.

Fig. 10. Resultados del análisis nodal para el pozo P3

4. Construcción de Modelo de Superficie Debido a las limitaciones del GAP en el numero de datos de progresivas/perfiles de elevación (hasta un máximo de 100 entradas por tramo), la construcción de la red de superficie se dividió en dos fases: la primera, la construcción de una red simplificada de superficie, con el propósito de caracterizar las curvas de flujo multifásico horizontal para cada tramo, y posteriormente, la segunda parte consistió en la construcción de una red detallada del sistema de producción de los yacimientos A y B. A continuación se hace referencia a la metodología usada para la construcción de la red simplificada y detallada de  producción.

4.1. Red simplificada de producción

Para mitigar la limitación del software GAP, se procedió a acortar los datos de entrada de  progresivas/perfiles de elevación a un total de 100 datos por tramo, tomando en consideración las cotas de elevación más representativas. En esta etapa, los pozos no se encuentran representados por modelos, es decir, no muestran la descripción de curvas de afluencia y tablas de curvas de levantamiento de fluidos previamente modelos en PROSPER. Para ello, el GAP dispone de fuentes de producción constantes de acuerdo al tipo de fluido producido, que permiten cargar la información de las condiciones de los  pozos, específicamente las últimas pruebas de producción disponibles. Los separadores se encuentran ajustados con la presión y temperatura de operación. En la Figura 11 se muestra la representación de la red simplificada.

Fig. 11. Representación de la red simplificada de producción

Luego de realizar el ajuste por regresiones de las correlaciones de flujo multifásico horizontal para cada uno de los tramos de líneas con su respectiva corriente de producción, se procedió a tomar la que más se ajusta de acuerdo al menor coeficiente de fricción arrojado y desviación estándar. El coeficiente gravitatorio no juega un papel preponderante en el ajuste, por lo que se mantiene con un valor predeterminado igual a 1. En la Tabla 5, se muestra un resumen del ajuste de correlaciones para cada tramo de línea evaluados.

Tabla 5. Correlaciones de flujo multifásico horizontal seleccionadas en la red simplificada de producción

De acuerdo a los resultados obtenidos, se puede observar un amplio ajuste en el coeficiente de fricción (>100), y esto es debido a la corta distancia de algunos tramos, que en algunos casos son menores a los 50 m., por lo que los factores de corrección obtenidos son altos comparado con los tramos de líneas más largos. Este factor se encuentra en función al tipo de fluido producido y el diámetro de la línea de producción. Es importante destacar que la corriente actual de producción es mucho más pesada en su composición (menor relación gas-petróleo), debido principalmente a la viscosidad del fluido, lo que también incide en la corrección del coeficiente de fricción en la correlación de flujo multifásico horizontal.

La correlación de flujo multifásico horizontal que mayormente describe el comportamiento de la corriente de producción es la propuesta por Dukler Flannigan, en un 69,5% de los

tramos de línea evaluados, y en menor medida, las correlaciones de Beggs y Brill, Petroleum Experts 5 y Duns y Ros.

4.2. Red detallada de producción Los yacimientos A y B se encuentran en una zona superficial con varios accidentes topográficos, por lo que existe una gran variación en el perfil de elevación de terrenos. Para una completa descripción de la red de producción, se procedió colocar toda la información de perfiles de elevación y progresivas disponibles. Se totalizaron una cantidad de 5.720 entradas de datos de elevación de terrenos y progresivas de manera manual dentro del GAP, la cual representan un total de 78,14 Km de líneas de producción. En el proyecto adicionalmente se incluyeron las líneas de producción de los pozos que se tienen contemplado perforar en el yacimiento B. Se sustituyeron las fuentes de producción originalmente descritas en la red simplificada de producción por pozos con sus respectivos modelos de afluencia y curvas de levantamiento de fluidos. Se colocó a cada pozo un reductor aguas abajo del cabezal de producción. En la Figura 12, se puede observar la representación esquemática de la red detallada de producción.

Fig. 12. Representación de la red detallada de producción

Las correlaciones de flujo multifásico horizontal usadas en la red detallada de producción son las mismas que se utilizaron durante la fase de caracterización previa, con variaciones del coeficiente de fricción de acuerdo al tramo evaluado. La calibración de parámetros  principales como caudales, presiones y temperatura en todo el sistema, se mantienen cotejados con respecto a los valores reales del campo, con un margen de error menor al 2%,  por lo que se puede considerar que la red de superficie honra el comportamiento del sistema de producción de los yacimientos A y B.

La red detallada es de tipo estacionaria, lo cual permitiría evaluar las condiciones actuales del sistema de producción. Uno de los principales problemas que presenta la red de recolección de superficie son las fallas de compresores de media y alta presión de la planta E2, generando una sobrepresurización adicional, que puede alcanzar hasta unas 50 lpc, la cual afecta a todo el sistema aguas arriba. Este tipo de fallas han sido simuladas a través de la red detallada estacionaria y poder estimar las afectaciones de producción. En la Tabla 6, se pueden observar los resultados de la red detallada de producción y el impacto por la sobrepresión originada por la planta E2. De acuerdo con estos resultados, con una sobrepresurización de 50 lpc en el sistema de producción, la afectación de producción es de 73 BN/D de petróleo.

Tabla 6. Resultados de la condición de producción de los yacimientos A y B

Sin embargo, este efecto de caída de producción puede ser mayor, debido a que la restauración del nivel de producción de los pozos es lenta. La condición de flujo subcrítico en el que se encuentran los pozos de los yacimientos A y B acentúan los efectos de restauración de producción, por lo que en casos puntuales, se han observado pérdidas de  producción de hasta 400 BN/D de petróleo. Estos efectos adicionales no pueden ser evaluados a través de la red detallada de producción.

5. Acoplamiento de Modelo de Yacimiento y Red de Superficie (Modelo Integrado) 5.1. Construcción Para la construcción del modelo integrado yacimiento superficie, se procedió a cargar toda la información de los submodelos de Balance de Materiales en la red detallada de  producción, asignando cada uno de los pozos a su respectivo bloque compartamentalizado y/o yacimiento. En la Figura 13, se muestra un esquemático del modelo integrado yacimiento-superficie de los yacimientos A y B.

Fig. 13. Representación del modelo integrado yacimiento-superficie de los yacimientos A y B

Los acoplamientos de yacimientos y red de superficie originaron desajustes de los cotejos  previamente realizados de forma individual. En este punto, se reinicia el proceso de ajuste de todo el sistema de producción, enfocado en las siguientes premisas principalmente:

- Ajuste de las permeabilidades relativas en el modelo de yacimiento: la ecuación generalizada de Balance de Materiales en su concepción no considera las curvas de  permabilidad relativa, sin embargo, el proceso de acoplamiento genera un nodo a nivel del submodelo de yacimiento, lo cual permite el ajuste del aporte de cada fase de fluido  presente en el modelo. Este ajuste individual se realiza sensibilizando la Krg para sensibilizar la RGP en los yacimientos de comportamiento volumétrico y la sensibilización del Krw para cotejar el corte de agua en los yacimientos con empuje hidráulico.

- Índice de productividad: inciden directamente en el comportamiento general de afluencia del pozo, permitiendo realizar ajustes de las tasas de producción y la presión de fondo fluyente, la cual gobiernan el comportamiento de producción aguas debajo de este nodo.

- Coeficientes de fricción: los factores de fricción son ajustados para reproducir el comportamiento presión en cada uno de los nodos del sistema de recolección de superficie, conservando la correlación de flujo multifásico horizontal previamente seleccionada.

- Ajuste del diámetro efectivo de reductores: son ligeras correcciones al diámetro nominal del reductor, con el propósito de culminar la calibración de todo el sistema de producción. Los cambios de diámetro del reductor no sobrepasan del 2%.

En la Tabla 7, se puede observar la comparativa entre resultados de datos medidos y simulados en el modelo integrado yacimiento-superficie de los yacimientos A y B.

Tabla 7. Comparativa de datos medidos y simulados en el modelo integrado yacimientosuperficie

5.2. Escenarios de Evaluación a) Escenario Base Con el modelo ajustado, se procedió a realizar una corrida base de simulación en función a las siguientes premisas: 1. 2. 3. 4. 5.

Cambio de nivel de separación de 450 a 250 y 60 lpc, pautada para julio de 2018.  No toma en consideración el pozo P2 (inactivo). Pozos P1 y P8 alineados a sistemas de producción a baja presión (60 lpc). Time step = 6 meses. Considera fin de la corrida el 31/07/2026.

Los escenarios de producción mostrados toman en consideración la declinación energética de los pozos, sin embargo no considera los efectos de daño de la formación o mecánicos que pudieran presentarse durante la vida productiva de cada pozo evaluado. Se puede observar, que el ganancial de producción generado por el cambio del nivel de separación a 250 lpc y 60 lpc oscila en un rango de 186 BN/D de petróleo (línea gris Figura 14) y 0,3 MMPCN/D (línea gris Figura 15) y mínimo incremento del corte de agua (línea gris Figura 16).

 b) Escenario Plan de Explotación El escenario de Plan de Explotación se encuentra considerado bajo las siguientes premisas:

1. Cambio de nivel de separación de 450 lpc a 250 lpc y 60 lpc, pautada para julio de 2018. 2.  No toma en consideración el pozo P2 (inactivo). 3. Toma en cuenta la perforación de 8 pozos adicionales que se encuentran contemplados en el Plan de Explotación del yacimiento B. 4. Pozos P1 y P8 alineados a sistemas de producción a baja presión (60 lpc). 5. Time step = 6 meses. 6. Considera fin de la corrida el 31/07/2026. Para los pozos contemplados en el Plan de Explotación se realizó un modelo de pozo tipo, la cual variará su potencial inicial de producción de acuerdo a tres factores: presión del  bloque compartamentalizado a la fecha de su completación, com pletación, el corte de agua asociado (comportamiento volumétrico o empuje hidráulico) y el punto de conexión del pozo al sistema de recolección de superficie.

De acuerdo a los resultados, el escenario de Plan de Explotación donde se alcanza el mayor  potencial de producción de petróleo es con un nivel niv el de separación de 60 lpc, alcanzando un  pico de producción de 17.600 BN/D de petróleo (línea verde verd e de la Figura 14), generando una producción adicional de 10.400 BN/D con respecto al escenario base. La producción de gas alcanzada es de 39,9 MMPCN/D (línea verde de la Figura 15), con una producción adicional de 18,1 MMPCN/D con respecto a la producción de gas del escenario base. Puede observarse un plateau de producción de gas de 6 años (comprendido entre el año 20212026). Se alcanza un pico de producción de agua de aproximadamente 2.100 BN/D (línea de color verde en la Figura 16), con un ganancial de producción de 1.300 BN/D con respecto al escenario base evaluado. Esto es debido a que los pozos P-DES-1, P-DES-2, PDES-7 y P-DES-8 contemplados en el Plan de Explotación, se encuentran completados en el compartimiento del yacimiento (B2), donde se ha evidenciado producción de agua.

Fig. 14. Producción de petróleo en el escenario Base y escenario Plan de Explotación

Fig. 15. Producción de gas en el escenario Base y escenario Plan de Explotación

Fig. 16. Producción de agua en el escenario Base y escenario Plan de Explotación

6. Conclusiones Conclusiones - Se construyó el submodelo de yacimiento a través de un estudio de Balance de Materiales  para los yacimientos A y B. Se realizó un modelo multitanque para poder representar r epresentar de forma adecuada la producción de agua de los pozos que se encuentran completados en los  bloques compartamentalizados con empuje hidráulico.

- Los pozos del yacimiento A y B se encuentran afectados principalmente por el daño a la formación (condensación retrógrada, asfaltenos, migración de finos, etc) y los efectos de contrapresión de superficie.

- Se realizó un estudio estadístico para la determinación de las correlaciones de flujo multifásico horizontal para cada tramo del sistema de recolección de superficie, siendo la correlación de Dukler Flannigan la que más se ajusta, en el 69,5% de los tramos evaluados.

- Es imperante realizar hoy día un cambio del nivel de separación en el sistema de recolección de superficie, tanto para el escenario Base (actual), como en el escenario de crecimiento que se contempla en el Plan de Explotación. Más allá de los volúmenes de  petróleo, gas y agua adicional a recuperar, es la prolongación de la condición energética y vida productiva de los pozos productores los yacimientos A y B.

Nota: Los nombre de los yacimientos, pozos, estaciones de flujo y descarga son genéricos. Los datos y resultados representan la realidad de los yacimientos, pozos y red de recolección de superficie modeladas.

Mecanismos de Daño a la l a Formación Marcelo Madrid Hace 2 años Estimulación En el siguiente post, se describirán las  principales causas de mecanismos de daño de formación y las fuentes de daño durante las operaciones de pozo. El daño a la formación puede ser causado por el taponamiento del espacio poroso por  partículas sólidas, por aplastamiento mecánico o desintegración del medio  poroso, o por efectos de fluidos, tales como la creación de emulsiones o cambios en la permeabilidad relativa. El taponamiento de los poros por partículas sólidas es el más agresivo de estos mecanismos y puede venir de varias fuentes, incluyendo la inyección de sólidos dentro de la formación, dispersión de arcillas dentro de la matriz de la roca, precipitación, y desarrollo bacterial.

1. Taponamiento del espacio poroso por partículas El medio poroso es un ensamblaje complejo de forma irregular de granos minerales con espacios vacíos (poros), que tienen casi siempre irregular forma y distribución, la cual  provee los canales necesarios para el transporte de fluidos. Los análisis de fotografías f otografías mediante microscopio de electrón (SEM, por sus siglas en inglés), como los mostrados en la Figura 1, muestran la naturaleza tortuosa del espacio poroso y la presencia común de  partículas pequeñas, generalmente llamadas finos, de origen natural del medio poroso. Esta

complicada estructura puede ser idealizada como una colección de cámaras relativamente grandes, cuerpos de poros, conectados por aberturas estrechas, llamadas gargantas porales. La permeabilidad del medio poroso es controlado principalmente por el número y conductividad de las gargantas porales. Cuando los finos son movidos a través del medio poroso, estos pueden ser depositados frecuentemente, y si esta depositación ocurren en las gargantas porales, puede resultar en una severa reducción de la permeabilidad. Las partículas grandes que son transportadas a través del medio poroso pueden crear puentes sobre la superficie de los mismos y crear una especie de película dentro del medio poroso. Un ejemplo de estos puentes o películas son los formados por el revoque del lodo en las operaciones de perforación de pozos. Estos filtros pueden reducir en gran medida la capacidad de transportar fluidos a través del medio  poroso, pero es también relativamente fácil de remover o bypasear.

F igura ig ura 1. Análisis SEM del medio poroso (arenisca). Las partículas más pequeñas o finas pasan a través del medio poroso, y pueden adherirse en las paredes del poro, resultando en una pequeña reducción de la permeabilidad, o pueden crear puentes entre las gargantas porales, creando un taponamiento a nivel de los poros. El  puenteo puede ocurrir cuando las partículas par tículas son en el orden de 1/3 a 1/7 del de l tamaño de la garganta poral, o mayores; así, el tamaño relativo de los finos y de las gargantas porales es un factor determinante en el daño a la formación, cuando ocurre el movimiento de los finos en el medio.

F igura 2. Formas de entrampamiento de  partículas.

2. Mecanismos de Migración de Finos Los finos responsables de taponamiento pueden venir de diversas fuentes, tales como el lodo de perforación, o pueden originarse propiamente del mismo medio poroso. Los finos en el medio poroso pueden ser movilizados por un cambio en la composición química del agua o simplemente mecanismos de arrastre debido a los esfuerzos de cizallamiento aplicados por el movimientos de los fluidos. El daño a la formación es frecuentemente causado por dispersión de las partículas de arcilla cuando la salinidad del agua intersticial es reducida o un cambio en su composición iónica. Así, cualquier fluido que puede venir en contacto con el fluido de producción (filtrado de lodo de la perforación, fluidos de completación, fluidos de estimulación, etc), deben tener una composición iónica que no creen daño a la formación.  Numerosos estudios han demostrado que repentinos bajones en la salinidad del agua de formación que fluye a través de las arenas productoras puedan ser la causa del daño de formación por dispersión de partículas de arcilla. Este fenómeno, llamado sensibilidad de las arcillas, depende de los cationes presentes en el agua de formación, del pH y la relación del cambio de la salinidad. En general, los cationes monovalentes son mucho más dañinos que los cationes divalentes o trivalentes; la sensibilidad del agua es grandemente por sales de NaCl y decrecen en el orden Na+ > K+ > NH4+. Un altísimo pH, puede ser lo más sensible en cambios en la salinidad del agua en el medio poroso. Para prevenir la dispersión de arcillas debido a cambios de salinidad, cualquier fluido a base de agua que pueda entrar

en contacto con la formación debe tener un mínimo de concentración de iones monovalentes o una suficiente fracción de iones divalentes. Un criterio de uso frecuente  para la prevención del daño son el uso de salmueras de al menos 2% en peso de KCl o al menos 1/10 parte de los cationes sean divalentes.

3. Precipitación Química Precipitación de sólidos provenientes del agua o crudo de formación pueden causar severos daños a la formación, cuando estos sólidos taponan el medio poroso. Los precipitados formados pueden ser tanto de compuestos inorgánicos provenientes del agua de formación o especies orgánicas precipitadas provenientes del petróleo; en ambos casos, la  precipitación puede ser debido a los cambios de temperatura o presión en la vecindad del  pozo o desde alteraciones en la composición de fases por los fluidos de inyección. Los precipitados inorgánicos que causan daños a la formación son usualmente cationes divalentes, tales como el calcio y el bario, combinados con carbonatos e iones de sulfatos. Las especies iónicas en solución en el agua connata en un reservorio se encuentran inicialmente en equilibrio químico con los minerales dentro de la formación. Un cambio en la composición del agua de formación pueden conducir a una precipitación. Por ejemplo, la reacción en equilibrio entre el calcio y un ión de bicarbonato puede ser representado por la siguiente expresión: Si el agua de formación es inicialmente saturada con respecto al bicarbonato de calcio, un incremento en la concentración de especies en el lado izquierdo de la ecuación o decrece la concentración de cualquiera de las especies en el lado derecho de la ecuación conduciría la reacción en el lado derecho y puede que precipite carbonato de calcio. Adición de iones de calcio causarían precipitados de carbonato de calcio, igualmente, una remoción de CO2 conduciría a una precipitación. Así, en reservorios con alta concentración de carbonatos de calcio, la inyección de fluidos con altos contenidos de calcio como el CaCl2, pueden generar severos daños a la formación. Igualmente, como la presión decrece cercano al pozo  productor, el CO2 es liberado de la salmuera, y nuevamente la precipitación puede ocurrir. La precipitación del CaCO3 de las salmueras ricas en bicarbonatos son una fuente común de daño a la formación en muchos reservorios en el mundo. Las más comunes especies orgánicas que causan daño a la formación son las ceras (parafinas) y los asfaltenos. Las parafinas son largas cadenas de hidrocarburos que  precipitan en ciertos tipos de crudos cuando la temperatura es reducida, o cambios en la composición del petróleo debido a la liberación del gas cuando ocurre una declinación de  presión en el reservorio. Los asfaltenos son moléculas aromáticas de alto peso molecular y nafténicas que se piensa que pueden ser coloides dispersos en el crudo. El estado de estos coloides es estabilizado con la presencia de resinas en el crudo, cuando estas resinas son removidas, el asfalteno puede flocular, creando partículas lo suficientemente grandes para causar daño a la formación. Cambios químicos en el petróleo crudo pueden reducir la concentración de resinas y de esta manera puede conducir a la depositación de asfaltenos dentro de la formación.

4. Daño por Fluidos: Emulsiones, Permeabilidad Relativa y cambios en la Mojabilidad El daño a la formación puede ser causado por cambios en los propios fluidos que los cambios causados por la permeabilidad de la roca. El daño causado por fluidos es debido

tanto a un cambio en la viscosidad aparente en la fase petróleo o un cambio en la  permeabilidad relativa. Estos tipos de daño pueden ser considerados como temporales,  porque los fluidos son móviles y teóricamente pueden ser removidos de la vecindad del  pozo. Sin embargo, muchas veces resulta difícil lograr esta remoción. La formación de emulsiones entre en agua y el crudo en la vecindad del pozo pueden causar daño, debido a que la viscosidad aparente de la emulsión puede ser más alta en orden de magnitud que la viscosidad del petróleo. Adicionalmente, las emulsiones son frecuentemente no-newtonianos y pueden requerir una fuerza para poder vencer el esfuerzo  para ser movidos. Las emulsiones son comúnmente causadas por una mezcla mecánica entre el agua y el crudo, la cual rompe una de las fases en pequeñas gotitas dispersas dentro de la otra fase. En la formación, es más probable que las emulsiones se formen químicamente, a través de la introducción de surfactantes o finos que tienden a estabilizar éstas gotitas. El daño en la formación puede también ser debido a un incremento en la saturación de agua cercana a la vecindad del pozo, resultando en una reducción de la permeabilidad al  petróleo. Este efecto, llamado bloqueo por agua, puede ocurrir en cualquier momento cuando fluidos base agua son inyectados dentro de la formación. Finalmente, ciertos químicos pueden alterar la mojabilidad de la roca, modificando las características de la permeabilidad relativa en toda la formación. Si ocurre un cambio en la mojabilidad en una formación hidrófila cercano a la vecindad del pozo, la permeabilidad relativa del petróleo puede ser drásticamente reducida en esta región.

5. Daño Mecánico En la vecindad del pozo pueden ocurrir daño por trituración (crushing) o compactación de la roca. Pulverización y compactación de la roca cercana a los perforados es una inevitable consecuencia del cañoneo, conllevando a una región de daño alrededor del perforado como se muestra en la Figura 3. Basado en pruebas de laboratorio de cañoneos de núcleos de areniscas, se han reportado zonas de daño alrededor del perforado que puede ser de 1/4 a 1/2 pulgada de grosor con una permeabilidad de 7 a 20% de la permeabilidad de la zona no dañada. A causa de un flujo convergente hacia el perforado, este pequeña capa de daño alrededor del perforado puede perjudicar significativamente la productividad del mismo. El daño mecánico alrededor del pozo puede ser resultado también del colapso de formaciones más débiles alrededor del pozo. Este tipo de daño es posible en formaciones friables o debilitadas por estimulaciones ácidas en la vecindad del pozo.

F igura ig ura 3. Regiones de daño alrededor del perforado.

6. Daño Biológico Algunos pozos, particularmente en pozos inyectores de agua, son susceptibles a daños causados por bacterias en la vecindad del pozo. Las bacterias inyectadas dentro de la formación, particularmente bacterias anaeróbicas, pueden crecer rápidamente, taponando el medio poroso con las bacterias propiamente o con precipitados que resultan de actividades  biológicas de estos organismos. La reducción de la permeabilidad perme abilidad causada por bacterias  pueden ser tan significativas que la inyección de bacterias para p ara reducir intencionalmente la  permeabilidad de arenas ladronas ha sido estudiada estudiad a como método mejorado de recuperación de petróleo. El daño biológico se puede prevenir con la inyección de agua con  bactericidas. Etiquetas de Technorati: Daño a la Formación,,Asfaltenos Formación Asfaltenos,,Cañoneo Cañoneo,,Emulsiones Emulsiones,,Bacterias Bacterias,,Migración de finos, finos,Formation Damage,,Asphaltenes Damage Asphaltenes,,Perforating Perforating,,Emulsions Emulsions,,Bacteria Bacteria,,Fines Migration Inicio Yacimiento Determinación de la Eficiencia Vertical de Barrido (Ev)

Determinación de la Eficiencia Vertical de Barrido (Ev) Marcelo Madrid Hace 2 años Yacimiento

La determinación de la Eficiencia Volumétrica de Barrido es un importante paso en la predicción del comportamiento de cualquier proyecto de inyección de agua. Este parámetro es una función de la movilidad del fluido inyectado con respecto a la movilidad del fluido de yacimiento (M), la relación agua-petróleo (RAP), y la variación de la permeabilidad propuesta por Dykstra-Parsons (V). Las curvas de Eficiencia Vertical de Barrido fueron introducidas por Dykstra-Parsons, y han sido ampliamente usadas en la industria petrolera. Generalmente, estas curvas se encuentran disponibles para cada RAP como una función de V y M. Así  para calculo de Eficiencia Vertical de Barrido, un set de curvas curv as de RAP de 0,1, 0,2, 0,5, 1, 2, 5, 10, 25, 50 y 100 son requeridas. Para estudios de simulación numérica, es más eficiente el uso de ecuaciones de estas curvas, o encontrar un parámetro de correlación que puedan reducir todo el set de curvas dentro de una curva. Recientemente, está última tarea fue realizada por deSouza y Brigham, quienes agruparon las curvas de Eficiencia Vertical de Barrido para 0≤M≤10 y 0,3≤V≤0,8

dentro de una curva mediante un análisis de regresión. Estos autores usaron una combinación de RAP, V y M en un parámetro que de aquí en adelante esta referido como  parámetro de correlación Y. La ecuación para Y viene v iene dada por la siguiente expresión:

Donde: En la Figura 2, muestra los datos graficados de Dykstra-Parsons contra el parámetro Y. La curva sugerida por deSouza y Brigham es también graficada en la figura. Como se muestra, el parámetro Y efectivamente agrupa todos los datos juntos. Para simplificar los cálculos aún más, esta gráfica fue ajustada en una curva. La siguiente ecuación fue cotejada con la siguiente expresión:

Donde a1=3.334088568, a2=0.7737348199 y a3=-1.225859406. La comparación entre las curvas de Eficiencia Vertical de Barrido de Dykstra-Parsons y C (Eficiencia Vertical de Barrido), calculada con la ecuación anterior, es mostrada en la Tabla 1 y Figura 2. En esta tabla, C es calculada para diferentes RAP, M y V tanto con la Ecuación 2 y las curvas de Eficiencia Vertical de Barrido, observándose una cercana correspondencia entre los dos métodos. T abla abla 1. Comparación entre los valores de Eficiencia Vertical de Barrido (Coverage, C).

F igura ig ura 2. Ajuste de Correlación de Eficiencia Vertical de Barrido. Determinación del Coeficiente Variación Vertical de la Permeabilidad Permeabilidad (V)[1] La caracterización de un yacimiento estratificado se puede realizar por medio del Coeficiente de Variación de la Permeabilidad (V), propuesto por Dikstra-Parsons. El  procedimiento para determinar V:

1. Dividir el reservorio en capas de igual espesor y diferente permeabilidad. 2. Ordenar las capas en orden decreciente a la permeabilidad

3. Calcular el porcentaje de permeabilidad que es mayor que cada una de las  permeabilidades (%>q’). Refiriéndose a la Tabla 2, cada estrato representa un 10%

del yacimiento (100/N° de estratos). El 1er. estrato no tiene ningún estrato con una  permeabilidad mayor que él, y por lo tanto se le asigna un %>q’ de 0%, el último

estrato tiene 9 estratos que tienen mayor permeabilidad que él, y por ello se le asigna un %>q’ de 90%.

4. Graficar en un papel de probabilidades el log K vs. %>q’ (Figura 3). 5. Interpolar la mejor línea recta, dándole mayor peso a los puntos intermedios que a los extremos. 6. Calcular V de la ecuación.

Donde: K50% y K84.1% son las permeabilidades leídas d e la recta entrando con %>q’ de 50 y

84,1% respectivamente. YACIMIENTOS UNIFORMES: K50%=K84,1% V — >0 >0 YACIMIENTOS MUY HETEROGENEOS: K50%>>K84,1%, V — > 1

F igura 3. Cálculo del Coeficiente de Distribución de Permeabilidad. Tabla 2.  Datos para calcular el Coeficiente de Variación de Permeabilidad. Estratos Permeabilidad, %>q’ mD 1 84,0 0 2 37,0 10 3 23,5 20 4 16,5 30 5 12,0 40 6 8,9 50 7 6,5 60 8 4,6 70

9 10

3,0 1,5

80 90

Si los espesores de las capas son diferentes se deb e calcular el %>q’ considerando que el espesor total Ʃhi representa el 100% y una c apa i representa 100hi/Ʃhi. En la Tabla 3, se

muestra como se deben realizar los cálculos: Tabla 3. Cálculo de %>q´ para capas de espesor variable. Ki hi %>q’ K1 h1 0 K2 h2 100hi/Ʃhi K3 h3 100(h1+h2)/Ʃhi K4 h4 100(h1+h2+h3)/Ʃhi Graficar log Ki vs %>q’ y seguir el procedimiento ex plicado anteriormente para el calculo

de V. Para descargar papel probabilístico, hacer clic en el icono:

Curvas de Permeabilidad Relativa Parte II: Validación de Datos Experimentales Marcelo Madrid Hace 11 meses Yacimiento

En un artículo anterior se trato el tema de introducción de las Curvas de Permeabilidad Relativa en cuanto a definición, correlaciones, factores por la cual pueden estar afectadas en su medición y un reconocimiento básico de la calidad de los datos. En el presente artículo de va analizar a fondo el proceso de validación de este dato que nos  permiten describir el comportamiento de flujo de fluidos dentro del medio poroso. Es importante entender los principios del método de medición de k r   a ser empleado a fin de usar los datos experimentales de manera correcta. El conocimiento de las debilidades y fortalezas de cada metodología es muy útil en la interpretación de los datos y el refinamiento de los resultados antes de que éstos sean empleados en la simulación.

Resulta conveniente señalar que la permeabilidad relativa de las rocas de yacimiento está asociada directamente con la mojabilidad de éstas, por lo cual un punto de partida en los análisis experimentales de k r   es la reproducción de las condiciones de mojado mediante la restauración adecuada de las muestras. Una vez restauradas las muestras se recomienda, en lo posible: a) utilizar los fluidos originales de yacimiento, b) usar muestras lo más grande  posible para disminuir errores en la determinación de la saturación, c) emplear bajas tasas de flujo para disminuir efectos capilares, y d) realizar las pruebas a condiciones del yacimiento.

1. Consideraciones Importantes Algunas consideraciones a ser tomadas en cuenta a la hora de analizar los resultados de  permeabilidad relativa agua-petróleo son:

a) Para muestras con mojabilidad intermedia y alta permeabilidad, es difícil imponer altos gradientes de presión a través de ellas durante un desplazamiento no estacionario para reducir el efecto de las fuerzas capilares sin que el flujo se haga inestable, este problema  puede minimizarse con el uso de núcleos compuestos.

 b) Los resultados obtenidos en núcleos compuestos y núcleos largos generalmente son más reales en comparación con aquellos que se obtienen en núcleos pequeños.

c) Se debe realizar un tratamiento cuidadoso de los datos obtenidos en pruebas que involucren el desplazamiento con muchos volúmenes porosos de agua, los cuales conducen a bajos valores de Sor , pero artificiales.

d) Los resultados que se obtengan en núcleos muy heterogéneos o fracturados deben ser tratados de un modo especial.

2. ¿Qué saturaciones corresponden a las Curvas de Kr? Es importante tener en consideración la necesidad de trasladar la información de laboratorio a escala de yacimiento. Aunque parezca sorprendente la curva de k r  obtenida en los laboratorios no es apta para ser empleada directamente en un balance de materiales. Al decir "no es apta", no se hace referencia a falta de representatividad, sino a que conceptualmente no es correcto emplear la curva de laboratorio para esa finalidad. Específicamente, si se imagina un yacimiento absolutamente homogéneo, del cual se extraen diez núcleos que resultan idénticos y cada núcleo se envía a un laboratorio diferente, y todos los resultados dan la misma curva de permeabilidad relativa (no importa si se habla de sistemas agua-petróleo o gas-petróleo), esa curva no es apta para ser usada directamente ni en un balance de materiales, ni en una celda cualquiera (o todas) de un simulador numérico.

El desarrollo (y demostración) de las afirmaciones previas es muy extenso y no es el  propósito de este trabajo. En alguna medida, el concepto de k r  se ha desvirtuado a partir de su concepción original. Como suele ocurrir, el problema radica en la falta de interacción entre las partes que participan en la medición y empleo de las curvas de k r . Es importante resaltar los siguientes aspectos:

a) La curva de permeabilidad relativa de laboratorio expresa la dependencia funcional entre saturación puntual de agua (y/o gas) y la capacidad de la roca para conducir cada fase cuando el desplazamiento es gobernado solamente por las fuerzas viscosas.

 b) La curva de permeabilidad relativa que acompaña un Balance de Materiales (en el yacimiento global o en una celda de un simulador numérico), expresa la dependencia funcional entre la saturación media de agua (y/o gas) y la capacidad de la roca para  producir cada fase cuando el desplazamiento responde al equilibrio de fuerzas capilares, gravitatorias y viscosas.

La diferencia entre las curvas antes señaladas puede ser muy grande, por lo que los datos que se generan en el laboratorio deben emplearse de forma tal que sean de mayor utilidad  para la caracterización de los yacimientos. Para entender el desarrollo de muchos conceptos relacionados con la generación y empleo de las curvas de permeabilidad relativa es necesario describir someramente la secuencia histórica del desarrollo tecnológico asociado. Tan pronto como quedó en evidencia que el mejor método de optimizar la producción de los yacimientos era el de profundizar en el conocimiento de los mismos, se vio que era necesario encontrar una relación funcional entre la saturación de fluidos en la roca y su capacidad de producción para las diferentes fases. El primer método de medición a escala de laboratorio, fue el método de estado estacionario, cuya secuencia de medición puede resumirse como (Figura 1):

a) Extracción de una muestra (tapón) en el núcleo seleccionado para estudio.

 b) Lavado de la muestra para eliminar el agua, petróleo y sales del medio poroso.

c) Medición de la porosidad y permeabilidad al gas de la muestra.

d) Colocación de la muestra en una celda de medición adecuada (celda triaxial).

e) Inyección de las dos fases a estudiar empleando una determinada relación de caudales.

f) Continuación de la inyección de ambas fases hasta que la relación de producción sea idéntica a la relación de inyección. En este punto se calcula la permeabilidad a ambas fases mediante la ley de Darcy.

g) Medición de la saturación de ambas fases en el medio poroso (por resistividad, Rayos X, ultrasonido o algún otro método calibrado).

h) Cambio de la relación de inyección (aumentando la proporción de la fase con saturaciones creciente en el yacimiento) y se repite la secuencia.

Fig. 1. Etapas del método de estado estacionario para evaluar Kr

El método es conceptualmente simple pero operativamente largo y medianamente complejo. El cálculo es muy simple (Ley de Darcy), sin embargo, es necesario hacer notar que:

a) En la medición se eliminan los efectos capilares (genéricamente agrupados como efectos de borde). La metodología más frecuente recurre a prolongar el medio poroso para que los efectos capilares se produzcan fuera de la zona de medición.

 b) Las fuerzas gravitatorias quedan eliminadas automáticamente por el pequeño tamaño de las muestras de laboratorio.

c) Cuando se alcanza el estado estacionario, la saturación de fases en cualquier punto de la muestra (saturación puntual) es la misma que la saturación media del medio poroso (saturación media). En este método no hay diferencia entre la saturación puntual y la saturación media del sistema.

d) El empleo de la ley de Darcy para resolver el cálculo se basa en una suposición débil: Cuando se realizan las cálculos se acepta que la relación entre diferencia de presión y caudal es lineal sin verificarlo. Sin embargo, existen numerosas excepciones a esta regla en flujo multifásico.

e) Los puntos extremos de saturación se obtienen inyectando una sola fase, hasta que deja de producirse la otra fase.

Gracias al desarrollo teórico de Buckley y Leverett, completado por Welge y ampliado por Johnson et al. se pudieron realizar mediciones con el denominado método no-estacionario. La metodología experimental puede resumirse en la siguiente secuencia (Figura 2):

Fig. 2. Etapas del método de estado no estacionario para evaluar Kr

a) Extracción de una muestra (tapón) en el núcleo seleccionado para estudio.

 b) Lavado para eliminación de agua, petróleo y sales del medio poroso.

c) Medición de la porosidad y permeabilidad al gas de la muestra.

d) Saturación de la muestra con agua de formación o equivalente.

e) Medición de la permeabilidad absoluta al agua.

f) Barrido con petróleo hasta obtener Swi

g) Medición de la permeabilidad efectiva al petróleo en condiciones de agua irreducible [k o(Swi)].

h) Ensayo de desplazamiento, por inyección de agua, registrando presiones y caudales de las fases producidas hasta obtener la Sor .

i) Medición de la permeabilidad efectiva al agua en condiciones de petróleo residual [k w(Sor )]

 j) Lavado de las muestras para cierre de balance volumétrico.

k) Cálculo.

En este caso el cálculo es complejo (en el cálculo explícito intervienen ajustes numéricos y derivadas primeras y segundas de los datos experimentales), la metodología experimental es simple y el desarrollo teórico requiere que el medio sea totalmente homogéneo. Conviene detenerse un poco en los datos experimentales que se obtienen en la medición con el método de estado no estacionario (dinámico). Si la inyección se produce a presión constante (casi obligatorio en las mediciones gas-petróleo) se registra el volumen  producido, de ambas fases, a lo largo del tiempo. Si la inyección se produce a caudal constante se registra el volumen producido, de ambas fases, y la diferencia de presión, entre ambas caras del medio poroso, a lo largo del tiempo.

Con el juego de valores obtenidos puede derivarse fácilmente:

-El caudal medio de producción de cada fase entre dos mediciones de tiempo. Un ajuste numérico simple permite derivar el caudal a partir del gráfico volumen-tiempo para cada fase.

- La saturación media del sistema. Como se inyecta una sola fase, restando (al volumen inicial), el volumen producido de la fase desplazada, el balance volumétrico permite averiguar la saturación promedio de cada fase en el medio poroso.

A esta altura puede parecer que se dispone de toda la información necesaria para aplicar la ley de Darcy (diferencia de presión, medidas geométricas del medio poroso, caudal y viscosidad de cada fase) para derivar la permeabilidad efectiva a cada fase. Además se dispone de la saturación media del sistema. Entonces:

¿Donde está la complejidad del cálculo? La respuesta analítica se obtiene con el desarrollo de los autores mencionados, sin embargo, conceptualmente es de hacer notar que:

a) Los caudales de producción son los que corresponden a los caudales que circulan sólo en la cara de salida. En cualquier otro punto los caudales son diferentes pues la muestra va cambiando su saturación continuamente. A modo de ejemplo, en la cara de entrada sólo circula la fase inyectada.

 b) Salvo un conjunto muy afortunado de coincidencias, el gradiente de presión en la muestra es variable.

c) La saturación del sistema (entre sus extremos geométricos) es variable. En cada instante, en la cara de entrada se tiene la máxima saturación de fase desplazante y en la cara de salida la mínima. De este modo la saturación media no se corresponde con la saturación de la cara de salida, que es la asociada con los caudales de producción.

Conceptualmente, los desarrollos teóricos mencionados permiten resolver el problema de modo que se puede calcular el gradiente de presión y la saturación en la cara de salida. Pero ya que se dispone del caudal de producción, la aplicación de la ley de Darcy conduce a la obtención de las curvas de permeabilidad relativa en función de la saturación puntual del sistema (saturación en la cara de salida).

Sin embargo, ya se mencionó que la saturación media, en el método dinámico, difiere de la saturación puntual. En principio, este detalle no reviste importancia pues la saturación media sólo sirve para obtener la saturación puntual. Hasta aquí todo parece ser consistente  pues debe agregarse que las curvas obtenidas por el método dinámico y por el método estacionario coinciden en los medios homogéneos. De hecho, esta fue la forma experimental de validar la medición por el método dinámico. Pero entonces:

¿Cuál es el problema? Simplemente:

a) En el yacimiento (o en una celda de un simulador numérico) sólo se dispone de la saturación media del sistema.

 b) En la mayoría de los desplazamientos reales, la saturación varía mucho entre las distintas  partes de la estructura involucradas en el desplazamiento. De hecho, sólo en los desplazamientos en estructuras horizontales y dominadas por la segregación gravitacional la saturación es uniforme en todo el yacimiento (pero justamente en este caso la curva de laboratorio no es representativa pues la gravedad se elimina en la medición).

En realidad la pregunta debe reformularse para tomar una forma como la siguiente:

¿Por qué en el laboratorio no se genera una curva que sea trasladable directamente al yacimiento?

La respuesta es compleja y es, en alguna medida, el objetivo principal de este trabajo. Esta respuesta involucra, entre otros temas, la manera correcta de generar las pseudo funciones (en función de la saturación media y No de la saturación puntual), la dependencia de los  puntos extremos de saturación con los mecanismos de drenaje, etc. En este punto es conveniente aclarar un concepto que no parece estar suficientemente desarrollado en los libros especializados. A una misma saturación de agua (media o puntual), en el mismo medio poroso y con el mismo juego de fluidos, pueden corresponderle permeabilidades relativas totalmente diferentes. No se hace referencia sólo a las pseudo funciones para medios heterogéneos. Si tenemos una capa mojada al agua totalmente homogénea horizontal, formada por un medio poroso que tiene capilares grandes, medios y pequeños en cantidades significativas, se pueden dar tres situaciones principales de flujo (y todas las variantes intermedias).

- Flujo dominado por las fuerzas capilares. En este caso el agua invade primero los capilares más pequeños. En consecuencia un importante crecimiento en la Sw se acompaña de un pequeño incremento en la k w.

- Flujo dominado por las fuerzas gravitatorias. En este caso el agua invade primero los niveles inferiores, ocupando por igual todos los diámetros capilares. En consecuencia la k w crece linealmente con la Sw (cuando el agua ocupa un 30% de la capa, la k w es un 30% del valor correspondiente a la máxima Sw (en condiciones de Sor ).

- Flujo a altas velocidades. En este caso el agua invade primero los capilares más grandes (con menos resistencia al flujo). En consecuencia un pequeño crecimiento en la Sw se acompaña de un notable incremento en la k w.

En este punto la pregunta es:

¿Existen innumerables curvas de permeabilidad relativa para un medio poroso determinado y sus fluidos?

La respuesta es decididamente Si. Sin duda los conceptos expuestos hasta este punto resultan llamativos. De modo que antes de introducir nuevos conceptos, es necesario hacer un pequeño resumen para condensar el que se ha expuesto.

a)En los cálculos habituales de yacimiento se emplean saturaciones medias de las fases.

 b) Las saturaciones medias y las puntuales son notablemente diferentes.

c) En el yacimiento actúan las fuerzas capilares, gravitatorias y viscosas. En diferentes  partes de una misma capa homogénea estas fuerzas se equilibran en forma diferente: En las cercanías del pozo (altos caudales), tienden a predominar las fuerzas viscosas y lejos del  pozo pueden predominar los equilibrios capilar-gravitatorios.

d) Los laboratorios reportan curvas de permeabilidad relativa en función de saturaciones  puntuales, eliminando la contribución de fuerzas capilares y gravitatorias.

e) La ley de Darcy (proporcionalidad entre diferencia de presión y caudal) suele no cumplirse en flujo multifásico. La explicación es simple: cada fase actúa bloqueando poros  para la otra fase, pero, al tratarse de fluidos, son deformables con los cambios de velocidad de flujo. Por lo tanto la geometría de los canales que llevan el flujo puede cambiar con el caudal.

Cabe aclarar que si el mensaje parece desalentador, en realidad puede resultar más complejo intentar usar conceptos no del todo claros. Por consiguiente, es necesario entender a fondo el problema para que sea posible resolverlo adecuadamente.

3. Comparación entre Metodologías Experimentales para Medir k r La teoría, la simulación y la experiencia demuestran que en muestras homogéneas, se obtienen resultados comparables entre los Métodos Estacionarios y Métodos no Estacionarios o Métodos Dinámicos. Con muestras heterogéneas (laminadas) los resultados son diferentes para ambas metodologías. En ambos casos se analiza, a continuación, el resultado obtenido para muestras extraídas con el eje paralelo a los planos de estratificación:

- Método Estacionario (muestras laminadas): La curva obtenida es una especie de  promedio aritmético de las curvas de cada capa. En estado estacionario los gradientes de  presión, dentro de cada capa, son los mismos, por lo que no se produce flujo entrecruzado (“cross-flow”). Con este método es común obtener curvas monótonas, propias de los medios homogéneos.

- Método No-Estacionario (muestras laminadas): El sistema se aparta de la homogeneidad requerida por la teoría del avance frontal. La intensidad del flujo entrecruzado depende de la relación de movilidades. La curva obtenida es una especie de  promedio dinámico de las curvas de cada capa. La forma de estas curvas puede presentar una o más inflexiones, como es propio de las “pseudo--funciones” empleadas para representar flujos en sistemas heterogéneos.

De lo anterior se deduce que, si las heterogeneidades de la muestra son representativas de las de la capa en estudio, para representar la producción debida a las fuerzas viscosas (teoría de frentes de desplazamiento lineal) debe seleccionarse el método no estacionario, empleando la relación de viscosidades propia del yacimiento. Adicionalmente, dado que  prácticamente no existen medios porosos absolutamente homogéneos, el método estacionario no parece, en general, apropiado, teniendo en cuenta que, si el medio es homogéneo, el resultado coincide con el del método no-estacionario. Por otro lado si se supone que las fuerzas predominantes en el yacimiento no son las viscosas, sino las gravitatorias, resultan sólo de interés los puntos extremos de la curva, para los que el método dinámico (con todas sus limitaciones ya documentadas), resulta más adecuado.

En este caso se considera como práctica recomendable, la solicitud a los laboratorios, del empleo del método dinámico, respetando la relación de viscosidades del yacimiento. Se sugiere indicar a los laboratorios que aunque la relación de movilidades resulte muy favorable y ello conduzca a la obtención de sólo una pequeña parte de la curva de  permeabilidades relativas, esa es la única información que es útil al ingeniero de yacimiento. Se insiste en que si predominan las fuerzas viscosas, la parte de la curva medida en el laboratorio, es la única que se desarrolla en el yacimiento, y si predominan las gravitatorias (flujo segregado), sólo son de interés los puntos extremos de las curvas. En la Tabla 1, se resume las ventajas y desventajas de cada metodología.

Tabla 1. Comparación entre métodos de estado estable y dinámico para medir Kr.

cuación Generalizada de Balance de Materiales Marcelo Madrid Hace 11 meses Yacimiento La Ecuación Generalizada de Balance de Materiales (EGBM) como se encuentra desarrollada en este artículo esta basada en un yacimiento de  petróleo con una capa primaria de gas en las condiciones iniciales y presión de yacimiento designada como Pi. Transcurrido un tiempo t, la presión del yacimiento se asume como una reducción de la presión de Pi a P, debido a la producción de petróleo, agua y gas. Durante el período de producción, se asume que existe la intrusión de agua  proveniente de un acuífero hacia el yacimiento. Estas condiciones se encuentran ilustradas en la Figura 1.

1. Derivación de la Ecuación Generalizada de Balance de Materiales La EGBM puede ser representada volumétricamente en barriles de yacimiento como:

(Ec. 1)

Fig. 1. Modelo de Balance de Materiales para un yacimiento de petróleo

Antes de desarrollar los términos de la expresión de la EGBM Ecuación 1, es necesario derivar otra expresión que aplica para yacimientos de petróleo con una capa primaria de gas. La relación del volumen de la capa de gas del yacimiento y el volumen original de la zona de petróleo es definida como:

(Ec. 2)

Donde: G = Gas original en sitio (GOES) en la capa de gas [PCN]  N = Petróleo original en sitio (POES) en la zona de petróleo [BN] Bgi = Factor volumétrico del gas inicial [BY/PCN] Boi = Factor volumétrico del petróleo inicial [BY/BN]

De la Ecuación 2, tenemos que:

2. Desarrollo de los términos de la Expresión de la Ecuación 1 a) Cambio neto en el volumen de producción de petróleo:

(Ec. 3)

Donde:  N p = Producción acumulada de petróleo [BN] Bo = Factor volumétrico del petróleo a la presión actual, p [BY/BN]

b) Cambio neto en el volumen de producción de agua:

(Ec. 4)

Donde: W p = Producción acumulada de agua [BN] We = Intrusión de agua acumulada [BY] Winj = Inyección de agua acumulada [BN] Bw = Factor volumétrico del agua a la presión actual, p [BY/BN]

c) Cambio en el volumen de la capa de gas:

(Ec. 5)

Donde: G p = Producción acumulada de gas [PCN] Giny = Inyección de gas acumulada [PCN] Bg = Factor volumétrico del gas [BY/PCN]

Utilizando la siguiente relación:

Y, reemplazando la Ecuación 5 en términos de N y sustituyendo la Ecuación 2, nos queda:

(Ec. 6)

Donde: R  p = Relación gas-petróleo acumulada [PCN/BN]

d) Gas en solución liberado dentro de la capa de gas:

(Ec. 7)

Donde: R si = Relación gas-petróleo en solución inicial [PCN/BN] R s = Relación gas-petróleo en solución a una presión, p [PCN/BN]

e) Cambio de volumen de petróleo:

(Ec. 8)

f) Agua connata y expansión de la roca:

(Ec. 9)

(Ec. 10)

(Ec. 11)

Donde: cw = Compresibilidad del agua [lpc-1] cf  = Compresibilidad de la roca [lpc-1] Vw = Volumen de agua connata [BY] V p = Volumen poroso total [BY] Pi = Presión inicial de yacimiento [lpc] P = Presión de yacimiento a un tiempo t [lpc]

Swi = Saturación de agua connata inicial [fracción]

(Ec. 12)

(Ec. 13)

De la Ecuaciones 12 y 13 tenemos:

(Ec. 14)

(Ec. 15)

Sustituyendo las Ecuaciones 14 y 15 dentro de la Ecuación 10, tenemos:

(Ec. 16)

Sustituyendo las Ecuaciones 3, 4, 6, 7, 8 y 16 dentro de la Ecuación 1, tenemos:

(Ec. 17)

Mediante la ampliación y re-arreglo de términos comunes de la Ecuación 17, tenemos:

(Ec. 18)

Adicionando la expresión N pBgR si en ambos lados de la Ecuación 18, tenemos:

(Ec. 19)

Agrupando términos en la Ecuación 19, arroja:

(Ec. 20)

El factor volumétrico bifásico, Bt, se encuentra definido como:

(Ec. 21)

Bti = Boi en condiciones iniciales

Sustituyendo la Ecuación 21 dentro de la Ecuación 20, nos queda:

(Ec. 22)

La Ecuación 22 es la Ecuación Generalizada de Balance de Materiales (EGBM). Un adicional re-arreglo de la Ecuación 22, se considera como la forma más usada de la EGBM:

(Ec. 23)

Otra forma también usada de la Ecuación 22, es el siguiente re-arreglo:

(Ec. 24)

3. La EGBM para Yacimientos de Gas La EGBM fue desarrollada para un yacimiento de petróleo saturado con una capa primaria de gas. Sin embargo, esta puede ser modificada para ser utilizada en yacimientos de gas

(gas seco, gas húmedo y gas condensado). Para yacimientos de gas condensado, es requerido que el gas inicial se encuentre en una sola fase (esto significa que no ocurre condensación retrógrada en el yacimiento), antes de ser aplicada la EGBM. Partiendo de la Ecuación 24 y expandiendo todos los términos, se obtiene el siguiente resultado:

(Ec. 25)

De la Ecuación 2, NmBti = GBgi. También G p = N pR  p. Sustituyendo en la Ecuación 25, se tiene:

(Ec. 26)

Desde condiciones iniciales, se asume que no hay petróleo en el yacimiento de gas, por lo tanto, N = 0 y Np = 0. También se asume la no existencia de procesos de inyección de agua y/o gas. Así, la Ecuación 26 se reduce a:

(Ec. 27)

4. Discusión de la aplicación de la EGBM Shilthius publicó la primera EGBM en el año 1936. En el año 1953, van Everdingen et al. aplicó la forma lineal de la EGBM para un empuje hidráulico parcial en un yacimiento. El mayor potencial de la EGBM como una línea recta fue desarrollada por Havlena y Odeh, en los papers clásicos publicados en el año 1963 y 1964. Desde ese momento, ha habido un largo trabajo de aplicabilidad de la EGBM en muchos problemas de la ingeniería de yacimientos publicados en la literatura.

La EGBM es una valiosa herramienta técnica analítica para la evaluación de los mecanismos de producción del yacimiento. Aún siendo una técnica cero dimensional, permite diagnosticar los procesos que ocurren internamente en el yacimiento. Algunos de estas técnicas de diagnóstico serán escritas en próximos artículos. Las aplicaciones computarizadas del método de Havlena y Odeh han sido publicadas en la literatura por Wang y Teasdale para yacimientos de gas y Wang et al. para yacimientos de  petróleo. Muchos programas con la EGBM también se encuentran disponibles comercialmente. Las aplicaciones proporcionan al ingeniero de yacimientos potentes herramientas para obtener un conocimiento profundo de los procesos clave que influyen en el comportamiento del yacimiento, previo al inicio de un estudio más riguroso. El método más riguroso para la evaluación y análisis de un yacimiento es el Modelado de Yacimiento (también literalmente conocido como Simulación Numérica de Yacimientos). La aplicación del modelado de yacimientos es ampliamente utilizada en la industria petrolera. En contraste con la EGBM, la cual es cero dimensional, el modelado de yacimiento es multi dimensional.

Con la disponibilidad de velocidad y poder de cómputo, con grandes capacidades de almacenamiento para modelados de yacimiento, se ha planteado el cuestionamiento sobre la utilidad de los métodos de balance de materiales para el análisis de yacimiento. El debate debe tenerse en cuenta que los métodos de Balance de Materiales fueron desarrollados en su mayoría antes de la llegada de los modernos computadores. Además, todos los análisis que se pueden realizar con los métodos de Balance de Materiales se pueden replicar en muchos casos más rigurosamente con el Modelado de Yacimiento. Sin embargo, los métodos de Balance de Materiales siguen siendo muy útiles y son herramientas muy sencillas para obtener una comprensión de los procesos que ocurren en el yacimiento antes de realizar una construcción de un modelo más elaborado, como lo es el Modelado de Yacimiento. En términos prácticos, los métodos de Balance de Materiales y Modelado de Yacimientos debe ser visto como herramientas complementarias para el análisis que realiza en ingeniero de yacimientos. Si el ingeniero de yacimientos no está seguro de los mecanismos que se encuentran presentes en el yacimiento, es recomendable comenzar el  proceso de análisis mediante la utilización del Balance de Materiales. Es importante considerar las condiciones necesarias para la aplicación de la Ecuación Generalizada de Balance de Materiales.

Fuentes de error en la aplicación de la Ecuación de Balance de Materiales Marcelo Madrid Hace 7 años Yacimiento Revisando algunos libros viejos, me encuentro con un texto donde explica las fuentes de error de la ecuación de balance de materiales (EBM). Es bueno saber estos tips, debido al momento de realizar un análisis con esta técnica, podemos conseguir ciertas incongruencias que pueden estar asociadas a diferentes fenómenos que se irán explicando a continuación:

1. Supersaturación de los hidrocarburos líquidos en el yacimiento. En algunos casos, al caer la presión en un yacimiento que contiene crudo saturado sale gas de la solución, pero un volumen inferior al que se esperaría de acuerdo a los análisis PVT efectuados bajo condiciones de equilibrio, el líquido posee un volumen de gas en solución (Rs) que excede el equilibrio obtenido en los análisis PVT. Esta situación “anormal” muestra

 presiones reales inferiores en el yacimiento a las que se pronostican en la ecuación de balance de materiales. La presión real será inferior a la esperada ya que un cierto volumen de hidrocarburos que debería estar en la fase de gas libre, ejerciendo (a nivel molecular) la presión correspondiente a un gas a la temperatura de yacimiento, se encuentra más bien en la fase líquida y sin ejercer la presión parcial de vapor correspondiente.

2. Selección inadecuada de la relación PVT a utilizarse en los cálculos mediante EBM. La ecuación de balance de materiales requiere de volúmenes de fluidos medidos en el campo (Gp, Np y Wp) producidos luego de pasar por una serie de procesos: vaporización instantánea, diferencial y mixta. Es evidente que, al utilizar la EBM con los volúmenes de fluidos producidos y medidos, es muy importante seleccionar un análisis PVT para los  parámetros Bo, Bg, Rs a diferentes presiones. El análisis debe representar adecuadamente en forma global la secuencia total de los fenómenos en curso, los estimados y/o pronósticos obtenidos en la EBM serán cuestionables o de valor limitado. 3. Presión promedio de yacimiento. Otra de las suposiciones en la derivación de la ecuación de balance de materiales es que el yacimiento se comporta como una celda o un tanque ubicado en un “volumen de control”,

en equilibrio total e instantáneo, y con transmisibilidad de igual modo. De allí la suposición que la totalidad de hidrocarburos confinados en el yacimiento se encuentran a la misma  presión. Las presiones utilizadas en la EBM deben ser representativas de la totalidad del

sistema. Las presiones estáticas utilizadas deben ser restauradas o extrapoladas de mediciones de restauración. En lo posible, debe utilizarse una ponderación volumétrica de las presiones medidas, para asegurar la validez de los resultados. Finalmente al tomar las  presiones requeridas deben tenerse en cuenta los siguientes aspectos: - Precisión del equipo utilizado para tomar presiones. - Tiempos de restauración, cierre y utilización de  presiones restauradas. - Consideraciones sobre mediciones individuales de  presiones de pozos productores y/o observación y su relación con la presión promedio general del yacimiento,  ponderada volumétricamente. 4. Errores de medición en los volúmenes de fluidos producidos. Una de las fuentes de errores más comunes en la aplicación de la EBM son las cifras erróneas de la  producción de fluidos. Los estimados de N y We, al existir errores de medición, dan valores muy altos tratándose de yacimientos subsaturados. 5. Acuíferos activos y descensos leves de presión. La sola inspección de la EBM revela el requerimiento de cambio en la presión. Este descenso en la presión (Dp) a su vez provoca cambios en los factores Bo, Bg y Rs. Cuando el acuífero es muy activo o el casquete de gas es muy grande, los descensos de presión son leves y esto origina severas dificultades en la aplicación de la EBM. Las diferencias de  propiedades causadas por las variaciones ocurridas en los valores de Np, Gp y Wp no son significativas, y en los cuales influye la precisión con que se hayan medido en el laboratorio Bo, Bg y Rs. En los casos en que el casquete de gas es muy grande comparado con el  petróleo en sitio, el yacimiento tiende comportarse más como un yacimiento de gasífero que petrolífero. 6. Estimados de m. Originalmente en la derivación de la EBM se supuso que todo el gas libre del yacimiento existe en el casquete de gas y que todo el petróleo se encuentra en la zona petrolífera. Sin embargo este concepto puede ser fuente de error ya que en oportunidades hay saturaciones de petróleo en la zona de gas libre y hay gas en la zona petrolífera. En la derivación se supuso: So (zona petrolífera) = 1-Swi Sg (zona gasífera) = 1-Swi En los casos que exista algo de petróleo en la zona de gas y algo de gas en la zona de  petróleo, el valor de m debe ser computado utilizando todo el gas libre y todo el petróleo en estado líquido contenido en el volumen de los poros, independientemente del sitio donde se encuentren. 7. Concepto de petróleo activo.

Anteriormente, al explicar las aplicaciones de la EBM se recalcó la suposición de contar con presiones uniformes y equilibrio instantáneo. Es evidente que hay situaciones cuando el volumen total de hidrocarburos del sistema roca/fluido no es afectado por el empuje de la  presión generado por la producción y/o inyección de fluidos. Esto ocurre en diferentes circunstancias, por ejemplo: cuando el volumen de control es grande y la producción no ha sido cuantiosa; cuando existen zonas de baja permeabilidad en las que la difusividad es baja y no han sido afectadas por los descensos de presión existentes en las zonas más  permeables (con mejor difusividad); y en general cuando el descenso de presión generado  por la producción que ha ocurrido (DNp) no se ha reflejado en la totalidad del volumen de hidrocarburos contenidos en el yacimiento. En los casos en que ocurren estas situaciones, en un determinado momento de la historia cuando se estén haciendo cálculos de yacimiento, existen en el sistema dos valores de N: una fracción denominada petróleo activo (N activo) y la otra denominada petróleo inactivo (N inactivo) en ese momento. Obviamente, la suma del petróleo activo y el inactivo conforman en petróleo total en sitio (N). Aunque el petróleo total inicial en sitio no cambia, la relación del volumen activo al inactivo cambia en forma tal que con el tiempo el volumen de petróleo activo va creciendo a expensas del petróleo inactivo, hasta llegar al momento en que la totalidad del petróleo inicial es petróleo activo y ha respondido a los descensos de presión causados por los volúmenes crecientes de fluidos producidos. En sistemas de características antes mencionadas (gran tamaño, zonas de baja difusividad, etc.), los cálculos con la EBM generan valores de N que corresponden al volumen de  petróleo activo y no al total original en sitio. Por esto, a medida que se repite el cálculo al  pasar el tiempo el valor calculado de N aumenta porque refleja el volumen de petróleo activo.

Condiciones necesarias para la aplicación de la Ecuación de Balance de Materiales

Marcelo Madrid Hace 6 años Yacimiento  No existen en la literatura los suficientes criterios sobre la aplicación de Balance de Materiales a un yacimiento, una situación que aplica para muchas áreas de la ingeniería de yacimientos. Para realizar un balance de materiales, es necesaria dos condiciones. La  primera de ellas, se debe tener una adecuada colección de datos (producción/presión/PVT), la cual debe ser cuidadosamente seleccionada y validada, ya que la calidad de estos datos afectará al final los resultados a obtener. La segunda condición es que debe tener en lo  posible una tendencia de declinación de la presión en el sistema en estudio. En gran parte de los yacimientos, una simple condición debe prevalecer, y es que el yacimiento debe tener un comportamiento de tipo tanque, esto es, la presión referida a un  plano de referencia común (datum) se muestre con cierta uniformidad en la declinación. La velocidad con la cual los disturbios de presión es propagado a todo el yacimiento, de modo de que el equilibrio de presión sea logrado, depende directamente de la constante de difusividad hidráulica que tenga el mismo, expresado como k/φµc, mientras más grande sea

su valor, en menor tiempo se logrará el equilibrio en el yacimiento. Pero más que confiar en el valor numérico de este parámetro, es obvio que el modo de comprobación sobre el grado de comunicación de presión en una acumulación es por la revisión del comportamiento de  presión individual de los pozos en función del tiempo. Las presiones, p, son los valores promedios dentro del área de drenaje para cada uno de los  pozos referidos a un plano de referencia (datum) del yacimiento. Para la determinación de estos valores de presión, se han escrito otros post sobre el diseño de pruebas de presión y las consideraciones que se deben tener al momento de realizarlas. Si una declinación de  presión uniforme puede ser definida para el sistema que se encuentra bajo estudio, entonces la ecuación de balance de materiales, las presiones dependientes de los parámetros PVT y Δp son evaluados como una función del tiempo usando esta declinación. Es necesario es una correcta interpretación de las presiones por pozo para determinar una acertada tendencia de declinación de yacimiento como un todo Es algo común creer que el rápido alcance del equilibrio de presión es un requisito indispensable para una aplicación apropiada de la ecuación de Balance de Materiales, pero este no es el caso, por lo que es necesario obtener una tendencia de declinación de presión  bien definida, la cual es posible aún si existe diferencias de presión a lo largo de todo el yacimiento bajo condiciones normales de producción. Lo que es necesario es una correcta interpretación de las presiones por pozo para determinar una acertada tendencia de declinación de yacimiento como un todo. Considerando el yacimiento representado representado en la Fig. 1a, si su permeabilidad es baja, es probable que existan diferenciales de presión significativos a través del mismo asumiendo condiciones normales de producción, por lo que las condiciones entonces cada uno de los pozos tendrán su propia disminución de presión, como mostrado en la Fig. 1b.

 Fig. 1a. Yacimiento con equilibrio en el comportamiento de presiones. Fig. 1b. Posición de los pozos en el área de drenaje. La declinación de presión promedio puede ser determinada con un promedio ponderado por volumen, de la zona de drenaje de cada uno de los pozos. Si P j y V j representan la presión y el volumen drenado por un pozo, entonces:

En esta expresión, sin embargo, los volúmenes individuales son calculados a través de un valor único, lo que la estimación tiende a ser subjetiva. Una alternativa diferente a la ecuación 1 es considerar la derivada del tiempo, tal como se muestra en la ecuación 2:

lo que indica que para una compresibilidad constante que existe en el momento de la medición (ver ecuación 3 a continuación): Por lo tanto, la ecuación de la presión puede ser expresada de acuerdo a la ecuación 4:

La Ecuación de Balance de Materiales generalmente se aplica en intervalos regulares, por ejemplo, cada seis meses, durante la vida productiva del yacimiento. Si durante ese período, el cambio en el vaciamiento, expresado como (UW), que para el caso del pozo j es ΔUW j y la presión ΔP j , donde la expresión anterior puede ser reescrita de acuerdo a la ecuación 5:

y, mientras que la evaluación directa de los volúmenes en la ecuación 1, carece de singularidad, el vaciamiento y los cambios de presión de la ecuación 5 se hacen a partir de datos directos. Los modelos numéricos de simulación evalúan la ecuación 1 al final de cada “time step”, en los que el volumen (V), son los definidos individualmente en la malla de

simulación, mientras que en la ecuación 5, generalmente se replica las tendencias de los modelos de tendencia de presión promedio con una mayor precisión. En la etapa temprana de producción del yacimiento, etapa más importante para la aplicación del balance de materiales, justamente antes de alcanzar la presión de saturación del yacimiento y cualquier  producción de agua, el cambio del término vaciamiento en la ecuación de balance de materiales Np[Bo+(Rp-Rs)Bg] + WpBw es reducido a ΔNpBo, y muy a menudo el uso de ΔNp solo es suficiente para determinar la declinación promedio de presión, siempre que las

diferencias de presión observada en los pozos que se encuentran produciendo a lo largo del yacimiento no sean muy grandes. La aplicación de la ecuación 2 asume implícitamente que el yacimiento es volumétrico. Si existe un acuífero de débil o moderada actividad, la ecuación 5 seguirá proporcionando una declinación de la presión razonablemente precisa, sobre todo en la etapa temprana de  producción del yacimiento. Si el empuje hidráulico es fuerte, implica que el yacimiento tiene una alta permeabilidad y lo más probable que lo que se visualice en el comportamiento del modelo tipo tanque sin la necesidad de utilizar la presión promedia del yacimiento. De esta manera, la disminución de la presión por pozo puede promediarse en cualquier tiempo, como se observa en la línea A trazada en la figura 1a para la determinación de la declinación del yacimiento, independiente de la falta de equilibrio en todo el sistema. En consecuencia, la mayoría de los yacimientos pueden ser considerados como candidatos de la aplicación de la técnica de balance de materiales. El ingeniero puede  preguntarse sobre la necesidad de la determinación de la presión promedia pozo por pozo: seguramente sería mejor la aplicación de la simulación numérica de yacimientos, ya que trata el yacimiento de manera más detallada y resolver el problema de la condición de no equilibrio en el sistema. La exigencia (tediosa) sigue existiendo, sin embargo en balance de materiales y la simulación numérica sirven para fines muy distintos. A menudo hay razones de peso en la aplicación de balance de materiales como herramienta para determinación de fluidos originales en sitio, que ir a la estructuración de complejos modelos de simulación que requieren un gran recurso humano con experticia y un tiempo considerable para su construcción.

Mecanismos de Producción en Yacimientos de Petróleo Marcelo Madrid Hace 11 meses Yacimiento

El concepto moderno de la administración de yacimientos  petroleros en el mundo, requiere  primeramente de un conocimiento inicial de los volúmenes de gas y  petróleo que se encuentran en el yacimiento, conocido comúnmente como Petróleo Original en Sitio (POES) y/o Gas Original en Sitio (GOES) del yacimiento que se  pretende explotar. Además de este  parámetro, es necesario conocer cuanto de ese volumen podría considerarse como reservas económicamente explotables. Esto se debe determinar tan pronto como sea posible en la vida del yacimiento y desde luego, antes de tomar decisiones importantes de cómo se va a desarrollar y producir. Es decir, técnicamente se requiere conocer estos valores que contiene un yacimiento y con ellos,  poder diseñar un plan de explotación, dependiendo de la información de las características geológicas y de ingeniería de yacimientos que se tenga disponibles. Es necesario comentar que una buena explotación de yacimiento se inicia aplicando los conceptos de gerencia de yacimientos, los cuales incluyen la formación de equipos multidisciplinarios, con  profesionales de varias especialidades, para poder obtener los máximos factores de recobro  posibles. Los casos más exitosos que ha tenido la industria petrolera en la explotación de yacimientos, son aquellos en los que se empleó un equipo multidisciplinario para su administración.

Como es bien sabido, los mecanismos de producción presentes en un yacimiento se encuentran íntimamente relacionados con el factor de recobro último, por lo que es muy importante realizar una completa caracterización del yacimiento con pozos exploratorios y delineadores, es decir, un conocimiento de la extensión areal, así como también de la columna o relieve vertical para conocer toda la distribución de fluidos dentro del medio  poroso (capa de gas, contacto petróleo-agua, si existen). Una incorrecta descripción y caracterización del yacimiento previa a un plan de desarrollo podría conllevar en una mayor incertidumbre del comportamiento termodinámico de los fluidos producidos, así como también la activación de mecanismos de producción no previstos en un período ulterior en la etapa primaria de producción.

En la literatura existente, se puede definir los mecanismos primarios de producción  partiendo de la Ecuación Generalizada de Balance de Materiales (EGBM). Mediante una adecuación de los términos que constituyen la EGBM, se puede usar para describir la fuerza o las fuerzas que ayudan a expulsar los fluidos del yacimiento. Para yacimientos volumétricos, yacimientos subsaturados, las fuerzas predominantes son la expansión de los

fluidos y compactación del agua connata y reducción del volumen poroso. Para yacimientos volumétricos saturados, las fuerzas predominantes son la expansión de la capa de gas (primaria o secundaria), y la expansión del gas en solución en el petróleo. Para yacimientos no volumétricos, la fuerza del acuífero determina la relativa contribución de los mecanismos de expansión del gas en solución, la capa de gas y la intrusión de agua. Usando el arreglo utilizado por Pirson, la EGBM puede re-arreglarse en 4 indicadores de mecanismos de producción primaria para un yacimiento de petróleo. En un artículo anterior , se derivó la base de esta ecuación, bajo la siguiente forma:

(Ec. 1)

Donde:  N = Petróleo original en sitio (POES) en la zona de petróleo [BN] m = Tamaño de la capa de gas Bgi = Factor volumétrico del gas inicial [BY/PCN] Bti = Factor volumétrico bifásico inicial [BY/BN]  N p = Producción acumulada de petróleo [BN] Bt = Factor volumétrico bifásico a la presión actual, p [BY/BN] W p = Producción acumulada de agua [BN] We = Intrusión de agua acumulada [BY] Winj = Inyección de agua acumulada [BN] Bw = Factor volumétrico del agua a la presión actual, p [BY/BN] G p = Producción acumulada de gas [PCN] Giny = Inyección de gas acumulada [PCN]

Bg = Factor volumétrico del gas [BY/PCN] cw = Compresibilidad del agua [lpc-1] cf  = Compresibilidad de la roca [lpc-1] Δp = Caída de presión de yacimiento de Pi a P [lpc]

Swi = Saturación de agua connata inicial [fracción] R si = Relación gas-petróleo en solución inicial [PCN/BN] R  p = Relación gas-petróleo acumulada [PCN/BN]

Asumiendo que no existe inyección de gas y/o agua, la Ec.1 se puede re-arreglar de la siguiente manera:

(Ec. 2)

Dividiendo la Ec. 2 por el término que se encuentra en el lado derecho de la ecuación, nos queda:

(Ec. 3)

El primer término de la Ec. 3, la cual representa el mecanismo de la expansión del petróleo, es el índice de expansión del gas en solución en el petróleo, IOD:

(Ec. 4)

El segundo término de la Ec. 3, la cual esta representado por la expansión de la capa de gas, es el índice del mecanismo de la capa de gas, IGCD:

(Ec. 5)

El tercer término de la Ec. 3, es la expansión del agua connata y reducción del volumen  poroso, la cual es denominado por el índice IFWCD:

(Ec. 6)

El cuarto término de la Ec. 3, es el índice por empuje hidráulico, la cual esta denotada por IWD:

(Ec. 7)

Como se muestra en la Ec. 3, la suma de todos los índices es igual a la unidad. Por lo tanto:

(Ec. 8)

Para yacimientos de petróleo con capa de gas y empuje hidráulico, el mecanismo de expansión de agua connata y reducción de volumen poroso se considera despreciable. Para estos yacimientos, la Ec. 8 se reduce a:

(Ec. 9)

Es importante que para yacimientos subsaturados la inclusión del mecanismo de la expansión de agua connata y reducción de volumen poroso en la evaluación, especialmente en yacimientos que tienen una alta presión inicial.

¿Como actúan físicamente estos mecanismos en el yacimiento? a. Empuje por gas en solución En este tipo de empuje en el yacimiento, el principal mecanismo que opera en la formación  productora es la expansión del petróleo y del gas en solución (o disuelto) originalmente en

el mismo. Es decir, el incremento de los volúmenes de fluido durante el proceso de reducción de presión en el yacimiento es equivalente a la producción que se obtiene. Lo anterior es particularmente cierto, en los casos donde el yacimiento es subsaturado. Es decir, se encuentra a una presión arriba de la presión de saturación o de burbuja.

En la Figura 1, se muestra una curva de porcentaje de reducción de la presión original, contra la recuperación en porcentaje del volumen original in situ en el yacimiento, en campos donde el empuje dominante es por gas en solución. Como se observa, se calcula que en promedio, se podría obtener hasta el 20% del factor de recobro. Sin embargo, hay que tomar en cuenta que la gráfica es teórica, calculada a través de EGBM, por lo que los factores de recobro pudieran ser menores a los que se presentan.

b. Empuje por capa de gas En muchos casos de campos descubiertos en el mundo, se determinó que ya existía una capa de gas al inicio de su explotación, por lo que uno de los mecanismos de empuje se reconoce que es debido a esta capa de gas. Por otro lado, si el yacimiento ha reducido su  presión original hasta niveles por debajo de la presión de saturación, se dice que el petróleo contenido en el mismo se encuentra saturado y por lo tanto, se va a empezar a desprender gas libre en la formación; dependiendo del espesor de la misma y la inclinación de las capas, se puede generar una capa de gas que se conoce como casquete de gas secundario.

El empuje que se genera para producir el petróleo debido a la capa de gas descrita, puede llegar a ser el mecanismo preponderante de producción en el yacimiento y en combinación con otros mecanismos de empuje, definirá el nivel de factor de recobro que puede llegar a obtenerse.

En la Figura 1, se presenta la curva que señala el comportamiento de la reducción de la  presión si el yacimiento tiene este empuje, contra la recuperación en porcentaje de volumen original in situ. Como se observa, en los mejores situaciones, se podría obtener un factor de recobro de casi 30%.

c. Empuje por expansión del agua connata y reducción del volumen poroso La producción de petróleo y gas del yacimiento genera una reducción de la presión de los fluidos en el mismo, lo que a su vez implica un aumento en la presión de sobrecarga en la

formación. Este aumento de presión en los granos de la formación causa su compactación y a su vez podría llevar a ocasionar una subsidencia en la superficie, lo cual se ha observado en algunos campos en el mundo. Por tanto, el mecanismo por expansión de la roca, también conocido como mecanismo de compactación, expulsa el petróleo y gas debido a la reducción del volumen poroso en el yacimiento. Sin embargo, es importante destacar que este mecanismo solo es relevante si la compresibilidad de la formación es grande, lo cual sucede en las formaciones constituidas por carbonatos. El efecto de este mecanismo de empuje se ha determinado mejor en yacimientos mas bien superficiales y que se encuentran a menos de 2000 metros de profundidad. En la Figura 1, se muestra cual podría ser la recuperación si solo existiera el empuje por expansión de la roca y fluidos, contra la disminución de la presión en el yacimiento. Como se observa  podría obtenerse cuando mucho un 4% de factor de recobro, si solo existiera este empuje en el yacimiento, lo cual es poco probable.

d. Empuje hidráulico El empuje natural por efecto del acuífero, también conocido como empuje hidráulico, ocurre en los yacimientos que tienen un acuífero asociado y se empieza a presentar una vez que se reduce la presión en el yacimiento, lo que permite que el agua en el acuífero se expanda y fluya dentro de la zona de petróleo del mismo. Este mecanismo de desplazamiento en los yacimientos, es de los más eficientes, dependiendo del tipo de formación de que se trate. De hecho, los factores de recobro más altos que se han observado en varios yacimientos alrededor del mundo, casi siempre han estado asociados a un empuje hidráulico considerable. Se puede observar en la Figura 1, que este empuje hidráulico es de los mas eficientes y se podrían obtener factores de recobro de alrededor de 50%, en algunos campos.

Existe un quinto empuje adicional, no descrito directamente en la deducción de la EGBM, denominado empuje gravitacional. Este empuje no es muy común que se presente en los yacimientos, pero cuando se tiene, es el mecanismo de producción más eficiente que se ha encontrado en los yacimientos alrededor del mundo. Esencialmente, está relacionado con el empuje por capa de gas secundaria, ya que la segregación gravitacional se relaciona normalmente con yacimientos de grandes espesores y/o considerable buzamiento, lo que  permite que por gravedad los fluidos pesados vayan a ocupar las partes bajas del mismo y que el gas, al ser mas ligero tienda a ocupar la parte superior. Al lograrse esto dentro de este tipo de yacimientos, la capa de gas opera de manera muy eficiente, ya que hace el efecto de un pistón que empuja el petróleo y los fluidos más pesados hacia abajo.

Existen en varios países, casos de yacimientos con este tipo de empuje y normalmente se ha logrado obtener de ellos factores de recobros muy elevados, debido a la manera tan eficiente que opera la segregación gravitacional. En la Figura 1, se puede distinguir que en el caso del empuje por segregación gravitacional, se podrían obtener factores de recobro de alrededor del 60%. En la Tabla 1, se muestra un resumen de los mecanismos primarios de  producción en yacimientos de petróleo.

Fig. 1. Efecto de los mecanismos de empuje primario sobre el factor de recobro en yacimientos de petróleo

Tabla 1. Mecanismos de producción primario en yacimientos de petróleo

Finalmente, se debe recordar, como ya se mencionó anteriormente que rara vez se presenta en los yacimientos solo uno de estos empujes descritos a lo largo de su vida productiva. Por esta razón, las mejores prácticas en la administración de los yacimientos tienen que dedicar un esfuerzo y tiempo considerable a la obtención de información de los mismos, para definir los mecanismos de empujes preponderantes y poder aprovecharlos a plenitud, para obtener los mayores factores de recobro posibles, al menos en la etapa primaria de recuperación.

Evaluación de Mecanismos de Miscibilidad Marcelo Madrid Hace 9 meses Recuperación Mejorada

En un artículo anterior, se describía como ocurren los fenómenos de miscibilidad en un diagrama  pseudoternarios. Los diagramas  pseudoternarios fueron los primeros en usarse para describir el desplazamiento del petróleo por medio de los mecanismos de vaporización y condensación/vaporización, hace más de 50 años. Desde ese momento, todos los desplazamientos de petróleo han sido categorizados como inmiscibles, miscibles por múltiples contactos o miscible al primer contacto, con una subdivisión de los desplazamientos por múltiples contactos en el mecanismo de vaporización y el mecanismo condensación/vaporización. Tan pronto como estos mecanismos fueron propuestos, Benham et al.  propuso un método para predecir la mínima condición de miscibilidad con la construcción de diagramas  pseudoternarios y estimando la colocación de líneas críticas. Este método ha estado en uso, aunque ha sido actualizado en años recientes a través del uso de Ecuaciones de Estado, generando nuevos diagramas pseudoternarios.

El problema cuando se usan los diagramas pseudoternarios para explicar y predecir la miscibilidad por múltiples contactos es que son rigurosamente aplicados solo en verdaderos sistemas ternarios. Por lo general, se ha supuesto en el pasado que los diagramas  pseudoternarios, aunque quizá no sea exacta, se usaron al menos para capturar el comportamiento de los mecanismos presentes en forma básica, de los desplazamientos que ocurren en el yacimiento.

Para un sistema de hidrocarburos de tres componentes, cuando la inyección de gas enriquecido desplaza petróleo con una cantidad de componentes intermedios, el proceso es llamado como mecanismo de condensación/vaporización. En este proceso, la cual será descrito más adelante, el petróleo cercano en el punto de inyección es enriquecido por contactos repetitivos con el gas de inyección. Los componentes intermedios en el gas condensan dentro del petróleo, moviendo esta composición hacia el punto crítico de la envolvente de fases. Eventualmente, si el gas es suficientemente enriquecido, por ejemplo, si su composición se encuentra en el lado de la fase en la línea crítica de la envolvente, el

 petróleo comienza a enriquecerse con los componentes intermedios la cual permite hacerse miscible con el gas. Desde el momento en que la zona miscible se mueve con la velocidad del gas de inyección, el petróleo es completamente desplazado. Este proceso puede ser fácilmente visualizado con la ayuda de un diagrama ternario. El diagrama ternario observado en la Figura 1 fue generado por la simulación de un proceso multicontacto metano-butano-decano en condiciones mínimas de miscibilidad con la EDE de Peng Robinson.

Fig. 1. Diagrama ternario para el mecanismo de Condensación/Vaporización

Las envolventes de fases para sistemas multicomponentes como los existentes en el yacimiento pueden ser generados por una simple mezcla de fluidos con componentes ligeros e intermedios en varias proporciones, realizando una medición del equilibrio de las composiciones. Cuando estas se proyectan sobre un diagrama pseudoternario, resultan en un aspecto muy similar a las envolventes de fases en diagramas ternarios, la cual asumen que el desplazamiento del sistema multicomponentes del petróleo por gas enriquecido, serán por el mismo mecanismo de condensación/vaporización que aplican en los sistemas ternarios. Esta asunción, sin embargo, no se toma en cuenta el cambio de distribución de los componentes, y por lo tanto los cambios en la envolvente de fases proyectada. Stalkup, observó que estos comportamientos pudieran ser muy complicados de explicar con los clásicos diagramas pseudoternarios y mecanismos de condensación/vaporización.

1. Proceso Físico de Transferencia de Masas presente en los mecanismos de Condensación/Vaporización y Vaporización Una manera de entender el mecanismo de condensación/vaporización es considerar un sistema petróleo/gas, compuesto esencialmente por cuatro grupo de componentes. El primer grupo consiste en los componentes “pobres”, como el metano, nitrógeno y dióxido de carbono, la cual generalmente tiene unas constantes de equilibrio (K) mayores a 1. El segundo grupo consiste en los componentes “ligeros” del grupo intermedio, como el etano,

 propano y butano, la cual enriquecen los componentes presentes en el gas de inyección. El tercer grupo contiene los componentes “medios” del grupo intermedio que se presentan en

el petróleo, pero que no se encuentran significativamente presentes en el gas de inyección. Estos son componentes que pueden ser vaporizados del petróleo. Los componentes más ligeros de este grupo típicamente se encuentran en un rango desde el butano hasta el decano, dependiendo de la composición de gas de inyección. Los componentes más “pesados” del grupo intermedio, que pueden no estar definidos de forma precisa, pero

 podrían comprender todos los componentes del C11 hasta el C30. El cuarto grupo consiste en los componentes restantes más pesados, por ejemplo todos aquellos presentes en el  petróleo la cual son extremadamente difíciles de vaporizar.

Cuando un gas entra en contacto con el petróleo, los componentes “ligeros” del grupo

intermedio condensan del gas hacia dentro del petróleo, haciendo el petróleo mucho más ligero. El gas en equilibrio es mucho más móvil que el petróleo, y éste se mueve rápidamente hacia delante y es reemplazado por gas “fresco” de inyección, por lo cual más componentes “ligeros” del grupo intermedio condensan, haciendo el petróleo aún más

ligero. Si esto se mantiene ocurriendo en el petróleo, lo hace lo suficientemente ligero para ser miscible con el gas de inyección, lo que podría considerarse la presencia del mecanismo de condensación/vaporización en el proceso. Sin embargo, este proceso es poco probable que ocurra a nivel real de yacimiento. Como los componentes “ligeros” del grupo intermedio están condensándose desde el gas de inyección hacia el petróleo, los componentes “medios” del grupo intermedio, están siendo despojados del petróleo hacia el gas. Puesto que el gas de inyección no contiene ninguno de estos componentes “medios”

del grupo de intermedio, no pueden ser repuestos en el petróleo. Después de unos pocos contactos entre el petróleo y el gas de inyección, el petróleo empieza esencialmente a saturarse con los “ligeros” del grupo intermedio, pero continua perdiendo componentes “medios” del grupo de intermedio la cuales son despojados y llevados adelante por la fase móvil del gas. Los “ligeros” del grupo intermedio del gas de inyección no pueden ser sustituidos por los componentes “medios” del grupo intermedio que ha perdido el petróleo.

Entonces, después de los primeros contactos hacen un petróleo ligero, por neta condensación de los intermedios. Una vez que esto empieza a ocurrir, el petróleo no tiene oportunidad de volver a tener miscibilidad con el gas de inyección. Por último, todos los componentes “medios” del grupo intermedio son removidos, quedando un petróleo residual generalmente muy pesado, conteniendo solamente componentes “pesados” y fracciones no

volátiles.

Si el mecanismo es parado allí, una considerable cantidad de petróleo remanente queda sin recobrar. Considerando que el petróleo in situ que se encuentra alejado del punto de inyección, el primer gas que se puede observar no será el gas de inyección, sino un gas en equilibrio. Este gas relativamente seco será esencialmente un gas de inyección que perdió los componentes “ligeros” del grupo de intermedios y recoge una cantidad muy pequeña de componentes “medios” del grupo de los intermedios. Allí puede ocurrir una pequeña

transferencia de masa entre este gas y el petróleo. El gas que sigue, sin embargo, será enriquecido. Eventualmente, el gas que llega será el gas que ha pasado encima del petróleo que estaba saturado con los componentes “ligeros” del grupo de intermedios. Por lo tanto, este gas tendrá la misma cantidad de componentes “ligeros” del grupo de intermedios como el gas de inyección. Este tendrá también una pequeña cantidad de componentes “medios”

del grupo de intermedios que son despojados cuando el gas pasa por encima del petróleo. Así, este gas será realmente un gas más rico que el gas de inyección original. El petróleo que ve este gas recibirá un poco más de intermedios condensados con respecto al petróleo que se encuentra un poco más atrás del frente de inyección.

El proceso continua avanzando más allá del punto de inyección. Mientras más avanza, más rico es el gas que viene atrás, ya que tendrá más contacto con un petróleo cada vez residual,  permitiendo recoger una mayor cantidad de componentes “medios” del grupo de los intermedios. En este punto, empieza accionarse el mecanismo por vaporización, en que un gas seco de inyección que paso por encima de un petróleo rico en componentes “medios”

del grupo de intermedios, vaporizando estos componentes, volviéndose un gas más rico mientras transcurre el proceso, haciéndose lo suficientemente rico como para volver ser miscible con el petróleo original. Sin embargo la marcada diferencia entre ambos mecanismos, es que en la condensación/vaporización el gas no se hace lo suficientemente rico para lograr miscibilidad con el petróleo original in situ. En el mecanismo de condensación/vaporización, el petróleo no tiene que ser ricos en intermedios, y tampoco debe ser un petróleo subsaturado para darse el proceso. Sin embargo, estas dos condiciones son necesarias para desarrollar el mecanismo de vaporización.

2. Interpretación de Mecanismos de Condensación/Vaporización y Vaporización Una manera simplificada de describir los mecanismos de miscibilidad en modelos unidimensionales de simulación se encuentra descrito en el trabajo desarrollado por Hearn y Whitson. Cuando se observa una forma de “reloj de agua” en los gráficos de densidad

versus distancia indican un mecanismo combinado de condensación/vaporización, con el frente de miscible localizado en la sección donde la diferencia de densidades es mínima. Adicionalmente, dos fases son encontradas en ambos lados del frente de inyección. La extensión de la región de dos fases adelante del frente de inyección puede variar desde muy

corto (para sistemas altamente subsaturados) hasta muy largos para sistemas ligeramente subsaturados (o inicialmente en sistema con dos fases). En la Figura 2, se puede observar el mecanismo de condensación/vaporización descrito en la literatura.

Fig. 2. Gráfico de Mecanismo de Condensación/Vaporización de acuerdo a la descripción de Hearn y Whitson

Un proceso dominado por el mecanismo de vaporización muestra solo en el lado izquierdo del frente la forma de “reloj de agua”  en el gráfico de densidad versus distancia. Adicionalmente, una saturación de gas libre no debe existir adelante del frente en un  proceso de vaporización, por lo que sólo se pueden observar dos fases detrás del frente de inyección. De acuerdo a estas premisas, el mecanismo de vaporización no puede desarrollar miscibilidad es un sistema saturado (sistema gas petróleo original), al menos que la presión de yacimiento incremente lo suficiente para lograr redisolver todo el gas libre inicial. En la Figura 3, se puede observar el mecanismo de vaporización descrito en la literatura.

Fig. 3. Gráfico de Mecanismo de Vaporización de acuerdo a la descripción de Hearn y Whitson

Fracturamiento Ácido Marcelo Madrid Hace 9 meses Fracturamiento Hidráulico En artículos anteriores estaban enfocados a fracturas con agente de sostén, principalmente  para areniscas, pero también para algunas dolomitas, y calcitas (limestone, chalk). En este artículo hablaremos de fracturas en rocas carbonatos (dolomite, limestone, chalk) donde se utiliza ácido para disolver canales en las caras de la fractura. Estos canales hacen que la fractura no se cierre completamente, y guarda una cierta conductividad. Entonces no es necesario el uso de agente de sostén.

Una fractura ácida es una fractura hidráulica, no se debe confundirla con un tratamiento matricial. Como es una fractura hidráulica se inyecta por encima de la presión de fractura, rompiendo la formación con el objetivo de crear una fractura conductiva con una longitud suficiente para permitir el drenaje eficiente del reservorio. Este tipo de fractura es reservado a

formación de carbonatos: caliza o dolomita. Como estas formaciones no son completamente homogéneas si se hace fluir ácido sobre las caras de la fractura, no disolverá toda la superficie de la misma manera. Entonces se podrá ver como canales grabados (etched) en la superficie. Estos canales son los que harán que cuando se cierre la fractura las dos caras no se apoyarán del todo una sobre la otra, y habrá conductividad.

La longitud y el grabado de la fractura dependerán del tipo de ácido utilizado. Si el ácido se consume rápidamente, debido a una alta velocidad de reacción, no llegará "vivo" al fondo de la fractura hidráulicamente creada, y esta parte se cerrará nuevamente. También dependerá de la perdida de fluido. Las formaciones calizas y dolomitas son generalmente formaciones fisuradas, lo que incrementa tremendamente las pérdidas de fluido, y el ácido no llega al fondo de la fractura. Se dice ácido vivo por un ácido que tiene poder de disolución. una vez que ha perdido este poder por haber disuelto material soluble (roca o otro) lo llamamos ácido gastado.

Definición de candidatos  No todas las formaciones de carbonatos son candidatas. Una condición es que sean carbonatos relativamente limpios. Si contienen demasiado impurezas (<70% de solubilidad en HCl) estas impedirán que las caras se graban correctamente y liberaran demasiado material insoluble que después taponará los canales. En los carbonatos muy blandos (tiza, "chalk"), como las tizas, la roca no tiene suficiente resistencia a la compresión para soportar los esfuerzos y una vez disipada la presión de fractura las dos caras se aplasten una sobre la otra sin casi dejar conductividad. En estos casos es recomendable fracturar con la inclusión de altas concentraciones de agente de sostén.

En algunos carbonatos hay posibilidad de elegir entre una fractura ácida o una fractura con agente de sostén. Cada técnica tiene sus ventajas y desventajas. Los reservorios carbonatos de baja permeabilidad pueden necesitar agente de sostén debido a la limitación de la longitud de la fractura grabada.

Ácido versus Agente de Sostén Una fractura ácida es operativamente más sencilla hacer que una fractura con agente de sostén, debido a que necesita menos equipamiento. No hay riesgo de arenamiento y siempre se podrá finalizar la operación. Pero puede ser más fácil asegurar la calidad de una fractura con agente de sostén. En los carbonatos es muy difícil controlar el filtrado porque son generalmente reservorios fisurados o fracturados. Los aditivos para controlar el filtrado

tienen una eficiencia limitada ya que el ácido disuelve la matriz que es el soporte de los mismos, dejándolos nuevamente en solución.

Las fracturas ácidas son limitadas a ciertos carbonatos cuando las fracturas con agente de sostén pueden ser utilizadas en cualquier tipo de formación. El ácido, si es utilizado solo, no deja polímeros en la fractura, y por lo tanto no habrá daño residual lo que implica una mejor conductividad. Como el ácido disuelve la matriz, en la cercanía del pozo disolverá la zona de tortuosidades dejando una buena conexión pozo formación.

La longitud de las fracturas ácidas es generalmente corta en comparación de una fractura con agente de sostén por el alto valor de pérdida de fluido. Este puede ser un punto negativo en ciertos yacimientos de gas de baja permeabilidad donde se necesita largas fracturas conductivas. Un tema a considerar es que la longitud efectiva de la fractura grabada (etched) por el ácido es limitada por la distancia por la cual este puede viajar entre las caras de la fractura grabándolas correctamente antes de ser demasiado gastado.

Conductividad y Longitud La conductividad y la penetración de las fracturas ácidas son gobernadas por muchos factores. Entender estos factores y como se interrelacionan es necesario cuando se considera una estimulación por fractura ácida. El objetivo es generar una fractura grabada la más larga posible. Para esto se deberá elegir el tipo de ácido a utilizar. El ácido clorhídrico reacciona rápidamente, y más aun en un pozo profundo con alta temperatura. En este caso se deberá utilizar otro tipo de ácido como los ácidos acético, cítrico, o mezcla de ácidos. De ninguna manera se podrá emplear ácido fluorídrico ya que formaría precipitados en la formación taponando todo.

Si la formación tiene un alto valor de solubilidad el volumen disuelto será grande pero en una corta distancia. En esta zona el ancho será grande pero a cerrarse la fractura si no hay un buen grabado de canales, no resultará necesariamente en una fractura de alta conductividad. Para retardar la velocidad de reacción, en lugar de cambiar el tipo de ácido o además de cambiarlo, se puede utilizar aditivos como son ciertos surfactantes que forman una película sobre la roca dificultando su contacto al ácido. Hoy se trata de evitar estos aditivos y se prefiere gelificar el ácido. A ser gelificado el movimiento de las moléculas dentro de la masa de fluido es más lento, y la velocidad de reacción también. Se necesita longitud, pero longitud con buena conductividad. Esta dependerá en forma directa del ancho después del cierre de la fractura. El ancho es en parte función del volumen de roca disuelta, pero también del esfuerzo de confinamiento y la dureza de la roca. Entonces no

necesariamente porque se disolvió más roca se obtendrá una mejor conductividad. La forma del grabado es importante. Desgraciadamente hoy no se sabe bien cual es la forma del grabado y ningún de los simuladores comerciales es confiable. Una buena razón es que el fenómeno no es bien entendido, y por lo tanto no se puede desarrollar un modelo matemático. Por experiencia se sabe que cada roca tendrá su propia respuesta. Si la roca es demasiado homogénea el grabado será homogéneo y casi sin canales. Por esta razón en formaciones demasiado blandas (tizas), y a veces en formaciones no tan blandas, es mejor fracturar con agente de sostén. Una solución es utilizar ácido gelificado como fluido de transporte para el agente de sostén.

Elección del Fluido En Tabla 1 se ve diferentes tipos de ácidos y su poder de disolución en libras de carbonato de calcio disuelto por 1000 galones de ácido. Se ve que el poder de disolución del ácido clorhídrico es unas dos veces el del ácido fórmico, y 3 a 4 veces el del ácido acético. O sea si se utiliza ácido acético se debe inyectar volumen mucho más grande que con ácido clorhídrico para disolver un mismo volumen. La forma del grabado no será la misma.

Tabla 1. Tipos de ácidos

El poder de disolución de los ácidos orgánicos es mucho menor. Fueron utilizados con el HCl para dar un cierto grado de retardación, creando conductividad más profundo dentro de la formación. Las concentraciones de uso son:

-Ácido fórmico < 9% -Ácido acético < 10% A mayores concentraciones, cuando se gaste pueden precipitar altas concentraciones de sales de calcio en la formación. Se recomiende energizar el ácido con CO2 para limpiar rápidamente el pozo. Dependiente de la temperatura del reservorio y de la concentración los ácidos orgánicos se gastan hasta un cierto punto y nada más. La solución guarda un pH muy bajo. El HCl se gasta completamente a cualquier temperatura. El efecto de mayor temperaturas sobre los ácidos orgánicos es de disminuir la reactividad en los reservorios carbonatos.

Mecanismo de Fractura Ácida Además de los principios fundamentales de fracturación, para las fracturas ácidas se deben tomar en cuenta algunas consideraciones adicionales. Estas consideraciones implican cálculos especiales para el leakoff del ácido, la velocidad de reacción con la roca, y el transporte en 3D del ácido dentro de la fractura.

Uno de los problemas de las fracturas ácidas son los altos valores de filtrado (o leakoff). El mismo ácido va generar la formación de canales cada vez más grandes perpendiculares a la cara de la fractura, como también ensanchará las fisuras naturales. Entonces el filtrado será cada vez más importante. En consecuencias los reductores de filtrado deben ser  partículas de tamaño mucho mayor que para una fractura en arenisca donde se quiere tapar las gargantas porales. En fracturas ácidas se utilizan materiales como sílice malla 100. Tiene el inconveniente de ser un material insoluble. Las perdidas de fluidos ácidos pueden resultar en muy bajas eficiencias del fluido de hasta 5%. La superficie de perdida se incrementa mucho a medida que se desarrolla los wormholes y que se agrandan las fisuras naturales. Esto resulta en dificultades para mantener la presión de fractura.

En la Figura 1 vemos un "wormhole" que fue hecho en laboratorio inyectando un cierto volumen de ácido en una muestra de caliza. Después el ácido fue desplazado por una resina

que lleno el espacio creado por el carbonato disuelto. Después que la resina endureció se  puso la muestra en ácido para disolverla completamente y poder observar el wormhole. Este es el tipo de canales que se forman perpendiculares a la cara de la fractura. Pueden  penetrar varios pies dentro del reservorio. Son la consecuencia de un ensanchamiento selectivo de los poros más grandes a medida que la roca reacciona con el ácido. El crecimiento del wormhole se para cuando no hay más ácido "vivo" en su punta. Estos fenómenos no son todavía simulados de manera fehacientes por ninguno de los simuladores utilizados por la compañías de fractura, mismo si dicen que lo hacen. O sea el diseño dependerá mucho de la experiencia del ingeniero responsable.

Figura 1. Desarrollo de un Wormhole

Control del Leakoff Hay varias técnicas para limitar el efecto del leakoff. Una de las soluciones es iniciar la fractura con un gel polimérico convencional para que el mismo polímero entre y tapona las fisuras. Detrás del gel se bombea el ácido. Partiendo del mismo principio se alterne bacheos de geles y de ácido, por ejemplo 1000 galones de gel seguidos de 1000 galones de ácido, y así sucesivamente haciendo varias etapas según la longitud deseada. Además el ácido se canalice (fingering) dentro del gel permitiéndole una mayor penetración del ácido vivo dentro de la fractura.

También por su viscosidad, el gel genera mucha perdida de presión en los wormholes que  penetra. Y así impide la penetración del ácido. Otra técnica cada vez más utilizada es el ácido gelificado. Hay nuevos productos con los cuales el ácido gelifica a ciertos valores del  pH de la solución entre el pH del ácido vivo y el pH del ácido gastado. Este permite que a medida que el ácido se gasta se incrementa su viscosidad tapando los wormholes y fisuras. A medida que siga subiendo lentamente el pH la solución pierde nuevamente su viscosidad y el pozo puede ser producido.

Otros materiales para reducir el leak-off son: - Polímeros hinchables: esta técnica es utilizada con éxito limitado. Estos polímeros no se disuelven completamente en ácido, pero forman partículas que bloquean los wormholes en el comienzo del tratamiento. - Resinas solubles: se necesite concentraciones muy altas, +/- 200 lb/1000 gal, por lo cual limita su uso.

Efectos durante el Fracturamiento Ácido Canalización por viscosidad (fingering) Otra ventaja de utilizar bacheo de gel polimérico y de ácido es el efecto de canalización de un fluido de baja viscosidad dentro de un fluido de mayor viscosidad. Se inyecta un gel viscoso y detrás se inyecta ácido (que no es viscoso) de manera que este se canalice dentro del gel y puede ir más lejos dentro de la formación. También la pérdida de fluido es menor ya que el ácido está menos en contacto con la cara de la fractura en toda su longitud. Los geles deben ser resistentes al ácido y por lo tanto no son guar ya que estos trabajan a pH altos, y se rompe a pH bajos.

Enfriamiento (Cooldown) La velocidad de reacción de todos los ácidos es función de la temperatura. En formaciones  profundas con altas temperaturas es necesario enfriar la roca. Por ese motivo se inicia generalmente la fractura con un fluido no ácido que tiene dos funciones: abrir la fractura y enfriar la formación. El enfriamiento no tiene efecto muy adentro de la formación ya que la

superficie de contacto del fluido sobre las caras de la fractura es tan grande que el fluido se calienta rápidamente.

El aspecto más importante para el enfriamiento es la invasión de la porosidad primaría. Inyectar un gran volumen de fluido frío en un sistema de fisuras naturales no permitirá obtener una disminución notable de la temperatura de la roca entre las fisuras. En la mayoría de los casos la temperatura en el pozo frente a los punzados se estabiliza rápidamente en un valor ligeramente por encima de la temperatura de superficie (10 a 30°F  por encima de la temperatura de superficie), o sea el fluido llega frío a los punzados y su calentamiento se hace dentro del cuerpo de la fractura.

ecuperación Mejorada en Proyectos de Inyección de Gas Marcelo Madrid Hace 10 meses Recuperación Mejorada

La inyección de gas natural en yacimientos de petróleo es, al igual que la inyección de agua, una técnica que se ha venido utilizando desde principios del siglo XX. Entre las razones principales para considerar la inyección de gas natural se pueden mencionar:

- Mantenimiento de la presión de yacimiento - Desplazamiento del crudo a condiciones inmiscibles

- Desplazamiento del crudo a condiciones miscibles

Mantenimiento de la presión Inicialmente, la inyección de gas estaba orientada a retrasar la declinación de la presión de yacimientos durante períodos de producción. Dada las limitaciones en la tecnología de compresión de gas hasta la década de los años 60, la inyección se iniciaba cuando la  presión había decaído considerablemente, por lo general, se hacia similar a la inyección de agua y se dejaba declinar la presión del yacimiento hasta valores iguales o inferiores a la del punto de burbuja, este concepto cambió radicalmente a medida que salieron al mercado nuevas generaciones de compresores y sobre todo a la luz de nuevos conceptos de Gerencia de Yacimientos. En la actualidad, el mantenimiento de presión se inicia antes de que el yacimiento alcance la presión de burbuja, con lo cual hay oportunidad de alcanzar desplazamientos miscibles y se minimizan las posibilidades de floculación de asfaltenos.

En la mayoría de los casos el mantenimiento de presión con inyección de gas se hace en yacimientos con alto buzamiento, a manera de aprovechar el efecto de segregación gravitacional a favor de la producción (Figura 1). El gas se mantiene encapsulado en el tope del yacimiento y ejerce un efecto tipo pistón hacia abajo.

Fig. 1. Esquema típico de inyección de gas para mantener presión

Desplazamiento de crudo a condiciones inmiscibles

Adicional al mantenimiento de presión, el gas también desplaza el crudo hacia el pozo  productor, dicho desplazamiento puede tener alta eficiencia volumétrica cuando se realiza en yacimientos con altos buzamientos (Figura 1), donde existe un fuerte efecto de segregación gravitacional. Esto se debe a que la viscosidad del gas natural es unas cincuenta veces menor que la del agua, en consecuencia, la relación de movilidad es muy desfavorable en comparación con los proyectos de inyección de agua.

Cuando no existe efecto gravitacional debido a bajos buzamientos (yacimientos horizontales), la eficiencia volumétrica de gas es sumamente baja, el gas se canaliza rápidamente hacia los pozos productores, produciendo altas relaciones gas petróleo (RGP) cuando el yacimiento no ha sido barrido convenientemente, de manera que la producción cae vertiginosamente cuando aún hay considerables acumulaciones de crudo detrás del frente de invasión de gas (Figura 2). Para la década de los años 70, en Norteamérica se reportaba que la mayoría de los proyectos de inyección de gas para barrido a condiciones inmiscibles habían sido cancelados.

Fig. 2. Canalización durante el barrido con gas

Desplazamiento de crudo a condiciones miscibles Si se revisan las estadísticas de factor de recobro en la actualidad para los principales yacimientos a nivel mundial, se notará que usualmente los mayores valores son alcanzados mediante inyección de gas. Esto no entra en contradicción con lo expresado anteriormente dado que cuando se revisan detalladamente los planes de explotación de dichos yacimientos se encuentran los siguientes elementos:

- La inyección ha sido realizada en condiciones inmiscibles pero con la ayuda de la segregación gravitacional (alta eficiencia volumétrica).

- La inyección ha sido realizada sin el efecto gravitacional pero a condiciones miscibles (alta eficiencia de desplazamiento microscópica).

- La inyección ha sido realizada con el efecto gravitacional y a condiciones miscibles (alta eficiencia volumétrica y de desplazamiento).

El último caso se presenta, la mayoría de las veces, en los proyectos de mayor factor de recobro, dado que involucra el incremento de los dos tipos de eficiencia. Para alcanzar la miscibilidad durante la inyección de gas es necesario que el yacimiento esté suficientemente presurizado al inicio del proyecto. A efectos de la mejor compresión del fenómeno se deben utilizar los denominados diagramas ternarios.

1. Diagramas Ternarios en Procesos de Inyección de Gas La miscibilidad entre el crudo del yacimiento y el gas desplazante puede:

- No ser alcanzada en ningún momento del proceso (proceso inmiscible). - Alcanzarse de manera inmediata (miscibilidad al primer contacto). - Alcanzarse luego de un tiempo de interacción entre fluidos (miscibilidad de múltiples contactos).

Una manera práctica de representar y estudiar los fenómenos de miscibilidad, de una forma más cualitativa que rigurosamente termodinámica, es usando los llamados diagramas ternarios de fases, como se muestra en la Figura 3, mostrando los elementos que la conforman.

Fig. 3. Diagrama ternario de fases

El petróleo, que es un sistema multicomponente y complejo, ha sido arbitrariamente representado como una mezcla de solo tres componentes, a saber: liviano, mediano y  pesado. Cada una de dichas fracciones es representada por un vértice de un triángulo equilátero. En el presente caso, el componente liviano es el gas “seco” metano, el mediano el gas “rico” en componentes intermedios, desde el etano (C2) hasta el hexano (C6) y el

 pesado la fracción C7+ (también denominado heptano plus). Cualquier punto del triángulo, representa una mezcla de hidrocarburos con cantidades o proporciones específicas de cada uno de los tres componentes mencionados, por ejemplo, el punto (1, 0, 0) es el vértice correspondiente al hexano plus (100% intermedios, 0% heptano plus y 0% de metano), el  punto “X”, tiene coordenadas (0,5; 0,5; 0,0), lo cual significa que corresponde a una mezcla

en equilibrio que contiene: 50% de intermedios, 50% de pesados o heptano plus y 0% del componente liviano CH4. Estas proporciones corresponden a una determinada temperatura y presión, de manera que cada diagrama debe especificar las condiciones P y T para cual es válido.

Dentro del triángulo hay una curva denominada “binodal”, esta es una envolvente, que delimita la región donde cualquier punto representa una mezcla de dos fases (gas y líquido), está conformada por dos segmentos, el superior, representa todos los puntos correspondientes al vapor saturado y el inferior formado por los puntos que determinan mezclas de líquido saturado, ambas curvas convergen en el punto crítico “P”. Todas las

áreas exteriores a la curva binodal representan mezclas de hidrocarburos donde solo se forma una sola fase.

La región “A”, situada en el lado izquierdo del punto crítico y por encima de la curva de

gas saturado, representa la región de la fase gaseosa, la razón es que cualquier punto dentro de esta zona representa una mezcla de hidrocarburos con alto porcentaje de livianos o gas seco. La región “D”, situada a la izquierda del punto crítico y por encima de la curva  binodal, corresponde a las mezclas en fase líquida, observándose que cualquier punto dentro del área representa una mezcla con alto contenido del componente pesado, heptano  plus.

El área situada a la derecha del punto crítico corresponde a mezclas de una sola fase que  pueden ser líquidas o gaseosas, se les denomina “mezclas críticas” y se subdividen en dos áreas, “B” encierra las mezclas críticas con bajo contenido de heptano plus y la zona “C”

denota las mezclas críticas con bajo contenido de livianos (metano en este caso).

Las líneas de enlace (que no necesariamente son paralelas a los lados del triángulo), son líneas de equilibrio termodinámico entre las fases líquida y gaseosa, a lo largo de cada línea de equilibrio todas las mezclas son bifásicas con un gas cuya composición esta dada por el  punto que intersecta la línea de equilibrio con la curva de gas saturado y la composición del líquido por el punto de intersección con la curva de líquido saturado.

1.1. Proceso de Inyección de Gas Hidrocarburo a condiciones de Inmiscibilidad En el diagrama ternario de la Figura 3, cualquier punto de la recta L-G, que intersecta las líneas de equilibrio dentro del área de dos fases, formará mezclas bifásicas como M1, la cual esta formada por un gas de composición “G1” y un líquido de composición “L1”, y en el frente de contacto habrá “n” mezclas de ese tipo según las n líneas de equilibrio que se

intersecten. La ilustración de la Figura 4, es una simplificación, detrás de M1 y delante de Mn hay solo una fase presente con composiciones muy similares al líquido y gas original respectivamente.

Fig. 4. Esquema simplificado de un proceso inmiscible

Cualquier líquido cuya composición se ubique en la zona “D”, formará siempre una mezcla inmiscible con cualquier gas de las zona “A” a la presión y temperatura en la que esta

definido el diagrama ternario. En este tipo de desplazamiento prevalecen las fuerzas capilares que atrapan al crudo y el desplazamiento es menos eficiente desde el punto de vista microscópico.

1.2. Proceso de Inyección de Gas Hidrocarburo con Miscibilidad al Primer Contacto La Figura 5 ilustra las posibles combinaciones para la miscibilidad al primer contacto. Cuando un componente liviano de la zona “A” entra en contacto con una mezcla crítica de la zona “B” (trayectoria 1), siempre se alcanzará la miscibilidad de manera instantánea. Lo mismo sucede entre mezclas críticas de las zonas “B” y “C” (trayectoria 2) y líquidos de la zona “D” con mezclas críticas de la zona “C” (trayectoria 3). El frente miscible puede ser

esquematizado como en la Figura 6.

Durante este tipo de desplazamiento, desaparecen las fuerzas capilares en la zona de miscibilidad, por lo tanto la eficiencia de desplazamiento microscópica alcanza normalmente su límite máximo (100%).

Fig. 5. Procesos de inyección con miscibilidad al Primer Contacto

Fig. 6. Esquema simplificado de un proceso miscible

1.3. Proceso de Inyección de Gas Hidrocarburo Enriquecido, donde se alcanza la Miscibilidad mediante Múltiples Contactos (Condensación) Este es el caso cuando se utiliza en la inyección un gas con alto contenido de intermedios C2 –  C6 (cualquier gas situado en la zona de mezclas críticas “B”) para desplazar un crudo

de la zona “D”, tiene alta composición de pesados (heptano plus) y está en fase líquida. La

trayectoria de desplazamiento esta descrita en el diagrama ternario de la Figura 7.

El gas “G” enriquecido con componentes intermedios (propano es uno de los más comunes), entra en contacto con el crudo “L”, la recta que une ambos puntos cruza la zona

 bifásica, de manera que la miscibilidad no es posible al primer contacto, sin embargo se  produce una compleja transferencia de masa en la zona de contacto y que es descrita de manera simplificada por el diagrama. Cualquier mezcla M de la recta G-L ubicada dentro de la curva binodal, representa una mezcla bifásica, en el caso de M1, por ejemplo, de acuerdo con la línea de enlace que intersecta, el gas tendrá una composición “G1” y el líquido “L1”.

Fig. 7. Miscibilidad por Múltiples Contactos del tipo Condensación

Observando que el crudo “L1”, contiene mayor concentración de elementos intermedios que el crudo original “L”, lo que ha sucedido es que los componentes intermedios del gas de

inyección lo han enriquecido, ha habido una transferencia de masa debido a la afinidad entre las moléculas del crudo y las del gas. Si la inyección continúa, el gas enriquecido “G” contacta al crudo enriquecido “L1” y el proceso se repite subsecuentemente hasta que la

composición del crudo enriquecido “Lm” coincide con el punto de tangencia o punto crítico

y entra en la zona de una sola fase.

La Figura 8 representa un esquema simplificado de este fenómeno, donde se ha logrado un enriquecimiento gradual del crudo original a medida que éste va absorbiendo componentes más livianos del gas de inyección, formando una zona o banco de transición donde se transita desde parcial a total miscibilidad. En este tipo de proceso, se supone que al alcanzarse cierto grado de miscibilidad, la eficiencia de desplazamiento es superior a la obtenida en procesos inmiscibles pero inferior a su equivalente con miscibilidad al primer contacto.

Fig. 8. Esquema simplificado de un proceso miscible con múltiples contactos (condensación)

1.4. Proceso de Inyección de Gas Seco para recuperar crudo donde se alcanza la Miscibilidad mediante Múltiples Contactos (Vaporización) En el caso de que el gas disponible para inyección no sea un gas enriquecido (zona “A”), es  posible alcanzar la miscibilidad con un crudo de alto contenido de medianos (zona “C”),

mediante múltiples contactos, como se ilustra en el diagrama ternario de la Figura 9.

Fig. 9. Miscibilidad por Múltiples Contactos del tipo Vaporización

Un gas pobre en composición de medianos (metano usualmente), entra en contacto con un crudo de la zona “C” rico en componentes intermedios (propano, butano, pentano, hexano),

al igual que en el caso anterior, la línea de mezcla L-G atraviesa la región de dos fases y no hay miscibilidad al primer contacto. La mezcla bifásica M1, el gas de dicha mezcla tendrá una composición “G1” y el líquido “L1”. Se observa que el gas “G1” contiene mayor cantidad de intermedios que el gas seco “G”, de nuevo se ha dado un proceso de

enriquecimiento, esta vez del gas de inyección, el cual, al contactar el crudo ha “vaporizado”y absorbido sus componentes medianos. De continuar la inyección de gas, a

condiciones similares de presión y temperatura, la transferencia de masa hará que el gas de inyección en contacto con el crudo, vaya cambiando gradualmente su composición hasta “Gm”, observándose que en ese momento la línea de mezcla Gm-L entra en la zona de una sola fase.

El esquema de la Figura 10, representa de manera simplificada este proceso físicamente  parece similar al tipo condensación.

Fig. 10. Esquema simplificado de un proceso miscible con múltiples contactos (vaporización)

1.5. Proceso de Inyección de gas seco a Alta Presión Como se mencionó anteriormente, cada diagrama ternario esta definido para unas condiciones dadas de presión y temperatura. La Figura 11 muestra el desplazamiento de la curva binodal, cuando se incrementa la presión de yacimiento. El punto crítico en condiciones originales de presión es “Pc1”, en esta situación, el proceso de desplazamiento del petróleo “L” con el gas “G” es inmiscible, cuando la presión es incrementada, el área  bifásica se reduce y el punto crítico se desplaza a “Pc2”, y ahora la recta de enlace L-G

corresponde a un proceso de miscibilidad al primer contacto. Este último caso es típico de laboratorio, dado que en la práctica es poco factible desde el punto de vista económico, incrementar de manera apreciable (100 a 200%) la presión de un yacimiento.

Fig. 11. Miscibilidad por incremento de presión

2. Factores que influencian el desplazamiento Miscible en un Yacimiento Existe un número considerable de factores que en menor o mayor grado pueden influenciar el mecanismo de miscibilidad y por lo tanto “liberar” alto porcentaje de crudo atrapado en el medio poroso de la roca yacimiento. Los más importantes son:

- Tamaño y forma del yacimiento - Heterogeneidad (porosidad y permeabilidad) - Buzamiento - Tipo de crudo

- Saturación de fluidos

2.1. Tamaño y forma del yacimiento Para generar miscibilidad es necesario que el gas de inyección contacte al crudo, esto no es tarea fácil dado que el fluido es inyectado en un área muy pequeña en comparación con el tamaño del yacimiento. Por otro lado los límites del yacimiento no son límites geométricos, la naturaleza ha dispuesto sus propios límites de manera aleatoria, lo que resulta en formas complicadas. Esta situación no puede ser alterada y la respuesta de la ingeniería de yacimientos es colocar los pozos tanto de producción como de inyección siguiendo  patrones geométricos geológicamente optimizados, como una manera de adaptarse a la heterogeneidad de la forma, buscando colocar los pozos donde la naturaleza haya ubicado mayores acumulaciones de petróleo, en otras palabras, tratando de maximizar la eficiencia de barrido volumétrica, contactar el mayor volumen posible de petróleo, crear miscibilidad, disminuir tensiones interfaciales y disminuir al mínimo la saturación de petróleo residual.

2.2. Heterogeneidad en porosidad y permeabilidad Al igual que en el caso anterior, la heterogeneidad descrita en función de permeabilidad y  porosidad tanto areal como verticalmente en un yacimiento, tiende a dificultar el contacto entre el fluido de inyección y el crudo del yacimiento. El diseño de un proyecto de inyección de gas miscible debe tener en cuenta este aspecto para el momento de estimar el recobro de crudo.

2.3. Buzamiento Se ha mencionado que cuando el buzamiento es suficientemente elevado se genera un efecto de segregación gravitacional que mantiene las dos fases (petróleo y gas) separadas independientemente de la relación de movilidad. Adicionalmente en procesos de inyección de gas miscible, el efecto gravitacional permite un buen desarrollo del banco de miscibilidad entre el crudo y el gas, al posibilitar un intercambio de masa prolongando entre ambos fluidos, facilitando la miscibilidad por múltiples contactos. Posteriormente al efecto miscible, cuando el crudo es liberado, producto de vencer las fuerzas que lo atrapan en el medio poroso, se forman las llamadas “pi ernas de crudo”, canales por donde circula

éste desde las zonas superiores hacia las inferiores donde es producido (Figura 12).

Fig. 12. Desprendimiento de piernas de petróleo desde el ático

2.4. Tipo de Crudo El grado de gas de inyección esta ligado al tipo de crudo del yacimiento. Por lo general los yacimientos de crudo liviano con alto contenido de intermedios son los mejores candidatos  para procesos miscibles, dado que el tipo de crudo requiere relativamente menores cantidades de gas para ser desplazado de manera miscible. A medida que disminuye la cantidad de componentes intermedios debido a la mayor gravedad API o por liberación de gas en producción (yacimientos despresurizados por largo tiempo debajo de su punto de  burbuja), se hacen necesarias no solo cantidades adicionales de gas, si no también el uso de gas cada vez más enriquecido y por lo tanto más costoso.

2.5. Saturación de Fluidos Cuando se explota un yacimiento mediante mecanismos primarios (haciendo uso de la energía natural del yacimiento) se incrementa en menor o mayor grado la saturación de gas libre en los poros. El gas de inyección tiende a moverse hacia los poros saturados de gas, alejándose del crudo a contactar. Este efecto puede ser local o general dependiendo de cuan depletado haya sido el yacimiento antes de someterlo a un proceso de recuperación mejorada.

3. Comentarios adicionales sobre la Miscibilidad en el Yacimiento

Dentro del yacimiento la miscibilidad suele suceder de manera compleja, en el frente de miscibilidad pueden ocurrir de manera simultánea todos los mecanismos estudiados, aún cuando se determine que hay condiciones para una miscibilidad al primer contacto, ésta  puede generarse solo en sectores del frente, mientras que en otros puede manifestarse la de múltiples contactos, inclusive pueden existir zonas de inmiscibilidad. Por lo tanto, a la fecha no existe un modelo matemático que pueda reproducir perfectamente el proceso, los resultados de los más avanzados simuladores numéricos deben ser tomados como aproximaciones con mayor o menor grado de exactitud.

Fuente: Álvarez, C. Introducción a los mecanismos implícitos en procesos de recuperación mejorada. PDVSA Intevep (2006).

Diagnóstico de Producción de Agua: Curvas de Chan Marcelo Madrid Hace 8 años Yacimiento

La producción excesiva de agua ha sido uno de los problemas más difíciles de solventar en la actualidad. Actualmente se produce de 3 a 4 barriles de agua por barril de petróleo, lo que las compañías se han dedicado de buscar tecnologías para frenar la incontrolable producción de agua, que en muchos casos, resultan solo ser “paños de agua caliente”. Pero el objetivo de

este post no es mostrar estas alternativas tecnológicas para controlar el agua de formación, sino más bien, poder mostrar una metodología de diagnóstico sencilla para saber de que forma se manifiesta el agua a los pozos productores. En mi experiencia particular, me ha tocado verificar de donde proviene el agua en pozos de un yacimiento de edad plioceno, depositado en un ambiente de abanicos aluviales, en donde se caracteriza por ser estratigráficamente complejo (conformados por un sin fin de lentes de arenas) y que no se ha detectado la presencia de un acuífero activo, en donde la presencia de agua en los pozos es excesivamente alta, llegándose a observar corte de agua de aproximadamente de 65 al 95%. Se cree que al no haber acuifero asociado al yacimiento, toda el agua provenga de las lutitas saturadas de agua que se encuentran vecinas a los lentes

de arena. En la Figura 1, se puede obeservar los distintos comportamientos de las curvas de Chan.

Fig. 1. Comportamientos típicos de las curvas de Chan Una de las metodologías que se ha vuelto más popular en la industria petrolera es la aplicación de las Curvas de Chan, que desde mediados de los años noventa, ha ayudado a entender la procedencia del agua de los pozos productores. La metodología es muy sencilla y solo requiere de datos de producción: relación agua-petróleo (RAP). Se procede a graficar la RAP y la derivada de RAP versus el tiempo en un gráfico log-log. De acuerdo con la gráficas a continuación, se observan básicamente tres tipos de comportamientos: una trayectoria de flujo abierta (gráfica de arriba) muestra un incremento muy rápido. Este perfil indica la existencia de flujo a través de una falla, una fractura o canal detrás del revestidor, que puede ocurrir en cualquier momento de la historia del pozo. El flujo de agua marginal (gráfica del centro) por lo general muestra un rápido aumento en el momento de invasión seguido de una línea recta. En el caso de múltiples capas, la línea puede presentar una línea

escalonada dependiendo los contrastes de la permeabilidad de la capa. Un aumento gradual de la RAP (gráfica de abajo) indica la conificación de agua temprana en la vida del pozo.  Normalmente se nivela entre una RAP de 1 y 10, y la pendiente de la RAP disminuye. Una vez que se estabiliza el cono de agua, la curva de RAP comienza a semejarse a la del flujo marginal. La magnitud de la pendiente, RAP’, aparece en color rojo en los dos perfiles anteriores (1). Las curvas de Chan no solo sirven para detectar la procedencia del agua en los pozos, sino también para el gas, simplemente graficando la RGP y la pendiente de la RGP versus el tiempo. Estas graficas permiten determinar de cierta manera la conificación del gas (mucho más problemática que el agua, ya que el gas es una fase no continua) y una evaluación superficial de la eficiencia de barrido del gas sobre el petróleo. (1) Texto e imagen tomado del artículo “Control del agua”. Oilfield  Review.

Para descargar las variables para OFM puedes hacer click en el siguiente enlace Para descargar la técnica de Chan puedes hacer click en el siguiente enlace

Consideraciones en los análisis PVT Marcelo Madrid Hace 8 años PVT

Generalmente, cuando se descubre un nuevo reservorio, uno de los primeros análisis es la composición de los fluidos que se encuentran en el mismo, con el objetivo de saber como es el comportamiento termodinámico (Presión y Temperatura) a las condiciones de yacimiento, y como este varía en su camino a superficie, hasta llegar al tren de separación. Con este post, hablaré del tema referente a la validación de pruebas PVT tanto petróleo negro, como para gas condensado. Para discretizar de un tipo de fluido del otro, y poder utilizar el criterio de validación adecuado, es importante ver la composición del fluido. Por ejemplo, un fluido con un porcentaje mayor de 75% en metano, y que haya obtenido punto de rocío durante la prueba de expansión a composición constante, se considera como de gas condensado. Por otra parte un fluido con un porcentaje menor a 50% en metano, se puede considerar como de petróleo

negro. Mientras que el fluido se encuentre más cercano a las condiciones críticas, es más difícil de caracterizar, tal es el caso de el gas condensado y el petróleo volátil.

Validación de pruebas PVT Petróleo Negro Prueba de densidad  Esta prueba simple consiste en comparar que la densidad del petróleo saturado con gas a la  presión de burbuja durante la prueba de liberación diferencial sea igual a la calculada a partir de los datos obtenidos a las condiciones de separación. Esta prueba se considera consistente cuando la diferencia de ambos valores obtenidos no exceda de un 5%. Prueba de la linealidad de la función " Y"  Frecuentemente los datos de volumen relativo obtenidos en las pruebas de laboratorio requiere generalmente una normalización debido a las inexactitud en la medición del volumen total de hidrocarburo cuando este se encuentra por debajo de la presión de saturación y bajas presiones. Una función de compresibilidad adimensional, comunmente llamada Función Y es usada para suavizar los valores de volumen relativo. La forma matemática de esta función se utiliza solamente por debajo de la presión de saturación y viene dada por la siguiente ecuación:

Y = (Psat - P)/P(Vrel-1) Donde: Psat = Presión de saturación, lpca P = Presión, lpca Vrel = Volumen relativo

a

la

presión

P,

adim.

 Función Y  Generalmente se debe cumplir que al graficar la Función Y vs. Presión, los datos obtenidos deben ajustar en una línea recta. En un posterior artículo explicaré que se hace en caso que no se llegue a obtener la linealidad de los datos calculados.

Un PVT de petróleo negro se considera validado cuando haya pasado el criterio de la linealidad de la función Y. Sin embargo existen dos pruebas adicionales más rigurosas que dependen de la consistencia de los datos obtenidos en el laboratorio. Estás pruebas son las siguientes: Prueba de Balance de Materi ales Consiste el calcular valores de Rs en cada etapa de agotamiento de presión (haciendo un  balance de materiales) y compararlo con la Rs obtenida experimentalmente. La diferencia entre ambos valores no debe exceder de un 5%. Prueba de Desigualdad  Esta prueba se debe cumplir que la derivada del factor volumétrico con respecto a la presión debe ser menor al producto del factor volumétrico del gas y la derivada del Rs con respecto a la presión. En resumen, se debe cumplir la siguiente relación:

dBo/dP < Bg (dRs/dP) Donde: Bo = Factor volumétrico del Petróleo a una presión P, BY/BN Bg = Factor volumétrico del Gas a una presión P, PCY/PCN Rs = Solubilidad del Petróleo saturado a una presión P, PCN/BN

Validación de pruebas PVT Gas Condensado Los criterios de validación para evaluar la consistencia de PVT de Gas Condensado son un  poco más rigurosos que los de Petróleo Negro, y viene dada por tres pruebas: la recombinación matemática, Balance Molar y Criterio de Hoffman (Prueba de Separador y CVD). Recombinación Matemática Consiste basicamente en recombinar matemáticamente las muestras de gas y líquidos obtenidas en el separador durante la toma de fluidos. Para ello es muy importante que el pozo fluya de forma estabilizada por un largo período de tiempo, para obtener condiciones representativas de presión y temperatura, y especialmente, el RGP para recombinar adecuadamente el fluido original del yacimiento. Se debe cumplir que la diferencia entre los valores experimentales y los calculados para el metano debe ser menor al 2%, mientras que  para heptano plus debe ser menor al 5%. Se recomienda que al hacer la validación, se use toda la composición que da el informe PVT (casi siempre hasta el C20+) y comparar los resultados utilizando hasta el C7+. Balance Molar  Esta prueba consiste básicamente en reproducir la variación de las fracciones líquidas de cada componente (Xi), en cada etapa de agotamiento de presión del yacimiento, a condiciones de  presión y temperatura de yacimiento, relacionando las fracciones de gas (Yi), % volumen de fluido producido, y un % de volumen de fluído retrógrado que queda dentro del yacimiento. Se debe obtener valores de Xi positivos, es decir, Xi>0. El balance molar es una ampliación

de la prueba CVD, y puede ser aplicada en dos formas: forward , desde la presión de rocío hasta una presión de abandono; y viceversa, denominada backward . Criterio de Hoffman (validación de constantes de equilibrio Ki) Consiste en graficar el log (P. Ki) vs. Fi (constante de caracterización del componente i). Esta  prueba se realiza tanto en el separador como en la prueba de agotamiento de presión (CVD). Se cumplir que los componentes puros en cada condición de presión y temperatura debe ajustarse en una tendencia lineal (separador y CVD), y que las líneas no se crucen entre cada agotamiento de presión (CVD), y que muestre un punto de convergencia (CVD).

Criterio de Hoffman Separador 

Criterio de Hoffman CVD Inicio PVT Caracterización de la Fracción Pesada C7+: Primer paso de calibración de una Ecuación de Estado

Caracterización de la Fracción Pesada C7+: Primer paso de calibración de una Ecuación de Estado Marcelo Madrid Hace 6 meses PVT Desde los primeros pasos de la industria petrolera la información relativa al comportamiento de fases de los fluidos ha sido un elemento que ha venido adquiriendo cada vez más importancia. Con la introducción de los computadores electrónicos en los años 50 y la aplicación de modelos termodinámicos sofisticados, comienzan a desarrollarse numerosos estudios que hicieron posible a finales de los años 70, la introducción de la simulación composicional basada en ecuaciones de estado (EDE). Para los componentes  puros las propiedades comúnmente requeridas por las ecuaciones de estado son: presión crítica (Pc), temperatura crítica (Tc), volumen crítico (vc), factor de compresibilidad (Zc) y factor acéntrico (ω), estas propiedades son conocidas y disponibles en la literatura. En el

caso de una mezcla de composición conocida estas propiedades pueden ser utilizadas junto con una regla de mezclado apropiada y se deben considerar elementos tales como los coeficientes de interacción binaria y los volúmenes de traslación. El problema comienza cuando se trabaja con fluido de yacimiento el cual contiene una gran cantidad de especies de hidrocarburos las cuales son sumamente difíciles de cuantificar y caracterizar de una manera exacta. Aún con las técnicas analíticas más modernas esta sería una tarea muy difícil y de costos elevados.

Debido a esta situación el análisis composicional de los fluidos de yacimiento se limita a un número reducido de componentes. Con técnicas cromatográficas se pueden identificar y cuantificar los componentes más livianos como: N2, CO2, H2S, C1, C2 y los componentes intermedios como: C3 hasta C6. La fracción remanente del fluido, que contiene los heptanos (C7) y el resto de los hidrocarburos más pesados se reporta comúnmente con su  peso molecular (MW) y gravedad especifica (SG) medidos en el laboratorio. Esta fracción remanente es conocida como la fracción pesada ó fracción C7+. En algunos casos la caracterización del fluido puede ser extendida hasta llegar a una fracción C30+ ó C45+, sin embargo la forma común de realizar los análisis del fluido es hasta la fracción C7+. Debido a esta situación, la información relativa a la fracción pesada o fracción C7+ está limitada al

 peso molecular (MWC7+) y la gravedad específica (SGC7+). Esta situación se trata de corregir dividiendo la fracción pesada en un considerable número de pseudo componentes, sin embargo esta división implica suponer una forma de distribución de peso molecular lo cual introduce incertidumbre en los cálculos que involucren comportamiento de fase.

La base más sólida para la caracterización de la fracción C7+ son los datos provenientes de la destilación TBP, True Boiling Point, (ASTM D 2892, 1984) en el cual la fracción C7+ se divide en un número de considerable de cortes y se mide el peso molecular y el porcentaje en peso de cada uno de estos cortes, por lo que se puede obtener un buen aproximado de la forma de distribución de peso molecular. Sin embargo en la mayoría de los casos cuando se realizan las pruebas PVT, este ensayo no se incluye, por lo que se debe utilizar algún método de caracterización el cual implica suponer una forma de distribución de peso molecular.

Para la caracterización de la fracción pesada se han propuesto varios métodos, sin embargo el más ampliamente utilizado en la industria es el propuesto por Whitson, Anderson y Soreide en 1988. Este método se fundamenta en la función de distribución de probabilidad Gamma para representar la forma de distribución de peso molecular de la fracción pesada. El método de Whitson también es conocido como función Gamma de tres parámetros, ya que la forma y los valores de la distribución dependen de tres parámetros, a saber: α (alfa), η (eta) y el peso m olecular de la fracción C7+ (MWC7+). Sin embargo al no disponer de la

información proveniente de la destilación TBP se debe suponer una forma en la distribución de peso molecular de la fracción pesada, lo que introduce una fuente de incertidumbre en los cálculos, por esta razón el ingeniero de yacimientos debe manejar este modelo con cautela. Además debe conocer la funcionalidad existente entre estos parámetros y las propiedades estimadas mediante las ecuaciones de estado.

1. Revisión de la Literatura La fracción pesada C7+ contiene un número infinito de componentes hidrocarburos más  pesados que el SCN 6. Generalmente la medición de datos realizados en laboratorio para la fracción pesada son el porcentaje molar, densidad, el peso molecular y la gravedad específica. La medición del peso molecular para la fracción pesada generalmente tiene un error que pueden alcanzar un 20%. Para una mejor descripción de la fracción pesada, el  primer paso de la calibración de una Ecuación de Estado (EDE) es realizar la subdivisión de la fracción pesada en grupos de SCN. El comportamiento de fases para petróleo volátil y gas condensado son muy sensibles a la composición y propiedades físicas de la fracción  pesada. Es importante tener valores precisos de las propiedades físicas de la fracción pesada  para una correcta predicción del comportamiento de mezclas de hidrocarburos complejos a través de la EDE. Usualmente las fracciones pesadas son agrupadas como C7+, C11+ o

C20+ respectivamente. Estas fracciones pesadas son difíciles de caracterizar sin una composición molar extendida.

Muchos autores han mostrados errores en las predicciones y cálculos que pueden resultar si es usada la fracción pesada de forma directa como un solo componente en la calibración de la EDE. Uno de los errores que pueden ocurrir cuando se usa la fracción pesada como un solo componente es que una muestra de gas condensado estime un punto de burbuja en vez de un punto de rocío a través de la EDE. Katz y Firoozabadi verificaron el uso de la composición molar extendida del C7+ con la EDE de Peng-Robinson, la cual da  predicciones precisas para el crudo y gas condensado. Existen muchos métodos propuestos  para la subdivisión de la fracción pesada en grupos de SCN. Tres requerimientos son necesarios para la validación de cualquier método de subdivisión. Estos requerimientos se describen a continuación:

(Ec. 1)

(Ec. 2)

(Ec. 3)

Behrens y Sandler propusieron una descripción termodinámica semi continua la cual usado para modelar la fracción pesada C7+ para la calibración de la EDE. Este método modela la fracción pesada con unos pocos pseudo componentes, lo que hace riguroso la escogencia de los pseudo componentes. Este método no requiere de procesos iterativos o corridas comparativas. La descripción es alcanzada en un componente discreto en el tratamiento de la EDE, con la aplicación de los siguientes pasos: (1) se escoge una función

de distribución, (2) ajuste de los parámetros de distribución de la fracción de petróleo que está siendo modelada, (3) se asigna un pseudo componente al ajuste por cuadratura gaussiana y (4) la evaluación de cálculos a través de la EDE.

Whitson, propuso la función gamma de tres parámetros para describir la relación existente entre la fracción molar y el peso molecular de los SCN provenientes de la fracción pesada. Este método propuesto es usando como un método de subdividir la fracción pesada en muchos papers publicados como paso previo de realizar una calibración de la EDE. La fracción molar Zi, para cada grupo de SCN es calculado con la siguiente ecuación:

(Ec. 4)

Donde P(M) es:

(Ec. 5)

Donde: α, η y β: son parámetros definidos en la distribución y determinados de la información

analítica Γ: es la función gamma.

Una de las principales ventajas de este modelo es la versatilidad que tiene respecto a la distribución, ya que se puede adaptar a diferentes formas de distribución típicas de los fluidos de yacimiento. El parámetro α se relaciona con la forma de distribución, y se encuentra en la mayoría de las veces dentro del rango de 0,5 hasta 5 para los fluidos del yacimiento, siendo el valor de α=1 correspondiente a la forma exponencial. Por debajo de 1

la forma es exponencial aguda, mientras que por encima de 1 la forma pasa a ser la forma

típica de la distribución gamma. El parámetro η puede ser físicamente interpretado como el

mínimo peso molecular encontrado en la distribución. En la Figura 1, se puede observar la forma de distribución de peso molecular para valores de α = 0,5; 1,0 y 1,5.

Fig. 1. Forma de la distribución de peso molecular, v ariando el valor de α

Pedersen et al, propuso una relación logarítmica entre la fracción molar y el número de carbono, la cual se define como:

(Ec. 6) Donde: A y B: son constante dependientes de la mezcla, la cual pueden ser determinados desde las mediciones de peso molecular de la fracción pesada.

El peso molecular para un SCN dado, puede ser calculado por la siguiente expresión:

(Ec. 7)

Este método tiene la limitación práctica de que no puede ser utilizado en sistemas que tienen varias muestras, ya que cada muestra tiene sus propios coeficientes A y B, lo que constituye una limitación en el caso de trabajar simultáneamente con varias muestras de un mismo yacimiento. Esta limitación ha restringido el uso del método en simuladores comerciales y su utilización se ha reducido prácticamente para estudios experimentales. Este método generalmente asociado con la EDE de Soave-Redlich-Kwong.

Ahmed et al, propuso un método para extender la distribución molar del C7+, la cual se muestra a continuación:

a) Usando una gravedad específica experimental de la fracción pesada para calcular la  pendiente S:

(Ec. 8)

 b) Calcular el peso molecular para el octano plus, M8+ con la siguiente expresión:

(Ec. 9)

c) Resolver las dos ecuaciones abajo para ZC7 y ZC8+:

(Ec. 10)

(Ec. 11)

d) Repetir los pasos 2 y 3 hasta que la suma de las fracciones molares sea igual a la fracción  pesada C7+.

Katz, propuso un método sencillo para subdividir la fracción pesada. El método propuesto utiliza una función exponencial la solamente requiere la fracción molar del C7+. La ecuación viene dada por la siguiente:

(Ec. 12)

2. Metodología El primer paso es agrupar la composición molar extendida para la fracción pesada C7+ y C11+. La razón para agrupar la composición molar extendida del C7+ y C11+, es que se cree que la distribución de la fracción molar de los componentes más pesados que el C7 es exponencial. Pero, es claro que los componentes no parafínicos se encuentran en el fluido del yacimiento a partir de componentes más pesados que el C11. El procedimiento para agrupar la composición molar extendida a la fracción molar C7+ o C11+ son exactamente la misma; de acuerdo a los pasos que se muestran a continuación:

a) Agrupar la composición molar entendida del fluido al C7+, la cual puede ser calculado con la siguiente ecuación:

(Ec. 13)

 b) Calcular el peso molecular y gravedad específica de la nueva fracción pesada, la cual va a ser calculada con la siguiente ecuación:

(Ec. 14)

(Ec. 15)

El segundo paso es subdividir la nueva fracción pesada (C7+ o C11+) a la composición molar extendida del experimento original, usando cualquiera de los métodos propuestos. También, la composición agrupada puede ser extendida hasta el C45+ para observar los valores de peso molecular del C45+, ya que la mayoría de los métodos propuestos sugieren subdividir hasta el C45+. El peso molecular del C45+ debe ser más grande que el peso molecular del SCN 44.

El último paso es comparar las fracciones molares extendidas experimentales y calculadas, mediante el cálculo de error relativo promedio (ARE) y el error relativo promedio absoluto (AARE). Las ecuaciones son mostradas a continuación:

(Ec. 16)

(Ec. 17)

Donde: Ziexp y Zicalc: son las fracciones molares experimentales y calculadas para el componente i respectivamente  N: es el número total de componentes extendidos de la fracción molar pesada.

El método de subdivisión de la fracción pesada es el propuesto por Whitson. Este es el método utilizado para realizar la siguiente metodología. Una de las ventajas es que el  par ámetro η puede ser usado como una variable de ajuste, lo que ayudará a reducir la diferencia entre los valores experimentales y calculados de las fracciones molares extendidas. Matemáticamente hablando, η debe ser el menor peso molecular de la

distribución. Como se ha mencionado con anterioridad, el ajuste es una función exponencial cuando α=1, por lo que se debe adoptar este valor cuando no se cuenta con una

distribución molar extendida experimental. Entonces la función gamma de tres parámetros se describe mediante la siguiente ecuación:

(Ec. 18)

(Ec. 19)

Simplificando la Ec. 18, nos queda de la siguiente manera:

(Ec. 20)

La integración de la función probabilística de la Ec. 20, producirá una frecuencia acumulativa de ocurrencia, denominada fi, por lo que cada uno de los SCN va a tener unos límites de peso molecular entre Mi-1 y Mi, definiendo la siguiente expresión:

(Ec. 21)

La pregunta que surge en este punto es: ¿cuáles son los pesos moleculares que se utilizarían como límites? En este trabajo se presentan dos métodos que pueden ser usados  para el cálculo de fi, el primero de ellos, llamado Método del Punto Medio y el segundo es llamado Método Normal de Corte.

El método del punto medio calcula la frecuencia acumulativa de ocurrencia para cada componente i con la integración de la función de distribución (Ec. 20). Los puntos medios entre los pesos moleculares de los SCN dados en la Tabla 1 son usados como los límites superiores e inferiores para el cálculo de frecuencia de ocurrencia para cada SCN. En este método se han propuesto dos diferentes pesos moleculares para cada SCN, el primero por Whitson y el segundo por Katz y Firoozabadi. El resultado de la integración puede ser expresada bajo la siguiente forma:

(Ec. 22)

Tabla 1. Valores de PM para cada SCN de acuerdo a Whitson y Katz y Firoozabadi

Por ejemplo, la frecuencia acumulativa de ocurrencia para el SCN 7 puede ser calculada usando la Ec. 22, donde Mi+1/2 será el punto medio de los pesos moleculares entre SCN 7 y 8 y Mi-1/2 será el punto medio entre los pesos moleculares entre SCN 6 y 7.

El método normal de corte calcula la frecuencia acumulativa de ocurrencia para el componente i por la integración de la función gamma de tres parámetros (Ec. 20), donde los puntos finales son mostrados en la Ec. 21:

(Ec. 23)

Donde Mi, es el peso molecular del componente i y Mi-1 es el peso molecular del componente anterior (i-1). En esta metodología, el cálculo de η puede realizarse bajo las siguientes premisas (tomando como caso clásico para el C7+):

a) El punto medio de los pesos moleculares de los SCN ligeros previos a la fracción pesada η=(MWC6+MWC7)/2=90. Este método usa el peso promedio de peso molecular propuesto  por Whitson y Katz y Firoozabadi.

 b) Este método es igual al método (a), excepto que el peso molecular usado es el correspondiente al peso molecular de la normal p arafina η=(MWC6+MWC7)/2=93,2.

c) El peso molecular del componente más ligero anterior a la fracción pesada: η=MWSCN6=86,2. El peso molecular usado en este método corresponde al peso molecular de la normal parafina.

d) El peso molecular del componente más ligero anterior a la fracción pesada: η=MWSCN6=84. Este método usa los pesos moleculares para SCN propuestos por Whitson y Katz y Firoozabadi.

e) η calculado por recomendación de Whitson bajo la siguiente expresión: η=14*n-6=92,

donde n es número de la fracción pesada, que para C7+ el valor de n=7.

Ahora con dos ecuaciones para el cálculo de fi (Ec. 22 y Ec. 23), y diferentes valores de η que pueden ser usados, se generarán 10 diferentes valores de fi. Los diferentes cálculos de la frecuencia acumulativa de ocurrencia fi se muestra en el diagrama de la Figura 2:

Fig. 2. Métodos para el cálculo de la frecuencia acumulada de ocurrencia fi

El cálculo de la fracción molar para cada SCNi, Zi, es calculado por la multiplicación de la frecuencia acumulativa de ocurrencia del componente i, fi, veces la fracción molar del componente pesado, tal como se muestra en la siguiente expresión:

(Ec. 24)

Los 10 diferentes valores calculados de fi, son usados en la Ec. 24 para calcular 10 diferentes sets de fracciones molares para cada SCN. Los errores relativos entre los datos calculados y experimentales pueden ser calculados mediante la Ec. 16. Si el componente  pesado es extendido hasta el SCN 44, la fracción molar de cada SCN puede ser calculado con la Ec. 24, y la fracción pesada al final de la distribución, ZC45+ puede ser calculada con la siguiente expresión:

(Ec. 25)

El peso molecular de la fracción pesada C45+ puede ser calculada con la siguiente ecuación:

(Ec. 26)

La metodología de subdivisión de la fracción pesada propuesto puede emplearse también con las otras métodos de subdivisión de la fracción pesada, tal como el método de Pedersen, Ahmed y Katz, con propósitos de investigación.

Fuente: 1. Urbina, Rafael. Impacto de la Caracterización de la Fracción C7+ sobre las predicciones del comportamiento de fase y estimaciones de producción. Trabajo Especial de Grado. Universidad Central de Venezuela (2007).

2. Al-Meshari, Ali y McCain, William. Validation of Splitting the Hydrocarbon Plus Fraction: First Step in Tuning Equation of State. Paper SPE 104631 (2007).

Corrección de información de fluido: Creación de PVT compuesto Marcelo Madrid Hace 1 año PVT

Los parámetros PVT compuestos son obtenidos por una aproximación de la liberación diferencial que ocurre en el yacimiento y la liberación instantánea que ocurre en tanque. Durante la vida  productiva del yacimiento, las condiciones de separación pueden cambiar, por lo tanto los datos de liberación diferencial fijos tendrán que ser convertidos para tener nuevas tablas de Bo y Rs utilizando valores de C bf  y Rsif  para las nuevas condiciones de separación. La combinación de la liberación diferencial del yacimiento y las condiciones de liberación instantánea en superficie son generalmente una razonable aproximación a la técnica de análisis PVT de Dodson. En esta fase del experimento, una liberación diferencial es llevado a cabo en cada etapa de presión del volumen remanente en la celda PVT, la cual es liberada instantáneamente a condiciones de tanque a través de una condición de separación elegida. La relación entre el volúmen de petróleo de tanque y el volúmen de petróleo original en la celda PVT previo a la liberación instantánea nos permite tener una medición directa del Bo, mientras que el gas desprendido en la liberación instantánea se puede usar para la obtención del Rs. Este proceso se repite tomando una nueva muestra de petróleo para cada paso de  presión, puesto que el petróleo que queda en la celda PVT se encuentra liberado a condiciones de superficie.

Este tipo de análisis, es el más preciso para representar la compleja separación de fases que ocurre en un sistema yacimiento-producción, lleva mayor tiempo en ejecución y en

consecuencia más costoso, adicionalmente que se requiere un mayor volúmen de muestra de fluido original de yacimiento para su análisis.

Para la creación de un PVT compuesto, que permita la aproximación de las diferentes separaciones descritas previamente, Moses y McCain recomiendan usar Rs bf  y Bo bf  de la  presión óptima de separación usando las siguientes ecuaciones:

A una P > Pb, la corrección se realiza aplicando las siguientes ecuaciones:

A una P < Pb, la corrección se realiza aplicando las siguientes ecuaciones:

Donde:

Rs = Solubilidad del petróleo a una presión P [PCN/BN] Rs bf  = Solubilidad del petróleo instantánea a Pb [PCN/BN] Bo = Factor volumétrico del petróleo a una presión P [BY/BN] Bo bf  = Factor volumétrico del petróleo instantánea a Pb [BY/BN] Bt = Factor volumétrico total a una presión P [BY/BN] Rsd = Solubilidad del petróleo diferencial a una presión P [PCN/BN] Rs bd = Solubilidad del petróleo diferencial a Pb [PCN/BN] Bod = Factor volumétrico del petróleo diferencial a una presión P [BY/BN] Bo bd = Factor volumétrico del petróleo diferencial a Pb [BY/BN] Btd = Factor volumétrico total diferencial a una presión P [BY/BN]

En el siguiente enlace se puede descargar un archivo excel con un ejemplo de corrección de datos PVT de prueba de liberación diferencial ajustados a la presión de separación:

racturamiento Hidráulico: Análisis de Prueba de Presión Marcelo Madrid Hace 1 año Fracturamiento Hidráulico

Muchos pozos completados en arenas de baja  permeabilidad y formaciones lutíticas en muchas regiones del mundo son fracturados hidráulicamente para alcanzar una tasa de  producción comercial. De hecho, muchos pozos de gas en los Estados Unidos son categorizados como inproductivos sin la aplicación de un trabajo de fracturamiento hidráulico. En yacimientos de aguas profundas en el Golfo de México, Brasil, el oeste de África y otras regiones del mundo son completados mediante fracturamiento hidráulico para alcanzar y mantener altas tasas de producción comercial considerando los altos costos operativos de  producción costafuera. Muchas otras regiones del mundo también usan el fracturamiento hidráulico para mejorar la productividad de los  pozos productores. En consecuencia, es muy importante entender como analizar pruebas de  presión provenientes del pozos fracturados para la evaluación de la efectividad de las operaciones post fracturamiento hidráulico,  predecir la expectativa de productividad del pozo, o la evaluación de un pozo fracturado  para analizar si es necesario una estimulación adicional.

1. Definición de Variables Adiomensionales para pozos fracturados Un número de variables adimensionales son definidas específicamente para pozos fracturados. La conductividad adiomensional de fractura, CfD esta definida como:

Donde: k f   = permeabilidad de la fractura [mD] wf  = ancho de fractura [pie] k = permeabilidad de la formación [mD] Lf  = longitud de una ala de fractura [pie] El tiempo adimensional, tDLf , en términos de un ala de fractura se define como:

Se puede notar que, el tiempo adimensional puede resumirse a la siguiente expresión:

Donde: t = tiempo [horas] Ø = porosidad [fracción] µ = viscosidad [cp] Ct = compresibilidad total [lpc-1] r w = radio de pozo [pie]

2. Regímenes de Flujo en Pozos Fracturados El flujo de fluidos en pozos verticales fracturados hidráulicamente pueden estar representados por 4 regímenes de flujo como se muestran en la Figura 1. Los 4 regímenes de flujo son: 1. 2. 3. 4.

Flujo lineal de fractura Flujo bilineal Flujo lineal de formación Flujo pseudo radial

Fig. 1. Regímenes de Flujo: (a) Flujo lineal de fractura, (b) Flujo bilineal, (c) Flujo lineal de formación y (d) Flujo pseudo radial 2.1. Flujo lineal de fractura El flujo inicial de fluidos en un pozo fracturado es dominado por el flujo lineal dentro de la fractura hidráulica. Durante este régimen de flujo, la mayor parte del flujo hacia el pozo  productor es causado por la expansión del fluido dentro de la fractura hidráulica. El flujo de fluido es lineal y se manifiesta por un período corto de tiempo. El flujo lineal de fractura no tiene una práctica aplicación en los análisis de trasiente de presión porque su duración es muy corta. El final del flujo lineal de fractura puede ser estimado con la siguiente expresión:

En la ecuación anterior, nfD es la difusividad hidráulica adimensional, la cual se encuentra definida por la siguiente expresión:

Donde: Øf  = porosidad de la fractura [fracción] cft = compresibilidad total del fluido en la fractura [lpc-1]

2.2. Flujo bilineal El flujo bilineal, si está presente en una fractura, empieza al final del flujo lineal de fractura. El flujo es descrito como bilineal porque dos flujos lineales ocurren al mismo tiempo. Un flujo lineal ocurre en la fractura y el otro flujo lineal ocurre en la formación. El flujo bilineal ocurre en fracturas con CfD < 300. Durante el régimen de flujo bilineal, gran  parte del fluido que entra del pozo proviene de la formación hasta que los efectos en la  punta de la fractura comienza a afectar el comportamiento del pozo. El tiempo en que el flujo bilineal termina depende de la conductividad adimensional de la fractura. El tiempo adimensional para finalizar el flujo bilineal de fractura para varios rangos de conductividad adimensional de fractura son dadas a continuación: Para CfD ≥ 3:

Para 1,6 ≤ CfD ≤ 3:

Para CfD ≤  1,6:

2.3. Flujo lineal de formación

Fracturas altamente conductivas con un CfD ≥ 300 exhiben flujo lineal de formación. Flujo  bilineal no ocurre en estas fracturas de alta conductividad. El flujo lineal de formación son estimadas para comenzar en:

El final del período de flujo lineal de la formación viene dada por:

2.4. Flujo pseudo radial Todos los pozos fracturados eventualmente tienen flujo pseudo radial, siempre que el  período de flujo sea suficientemente larga y que la fractura penetre al menos un tercio del área de drenaje del pozo. El flujo pseudo radial es esencialmente una condición equivalente al flujo radial para flujo de fluidos de pozos no fracturados. Por lo tanto, todas las ecuaciones desarrolladas para flujo radial también son aplicadas para el flujo pseudo radial. El flujo pseudo radial es estimado en fracturas de alta conductividad: Para CfD ≥ 300:

El rango de tiempo adimensional para comenzar el flujo pseudo radial para fracturas de  baja conductividad viene dada por: Para 0,1 ≤ CfD ≤ 300:

3. Modelos de flujo para pozos fracturados Existen 3 modelos de flujos principales para representar a los pozos fracturados, la cuales se enumeran a continuación: 1. Fractura vertical de conductividad finita

2. Fractura vertical de conductividad infinita 3. Fractura vertical de flujo uniforme

3.1. Fractura vertical de conductividad finita Fracturas con CfD < 300 pueden ser consideradas como fracturas de conductividad finita. Fracturas conductividad finita exhiben los cuatros regímenes de fluido, las cuales son: flujo lineal de fractura, flujo bilineal, flujo lineal de formación y flujo pseudo radial con la intervención de períodos de transición. Como se mostró anteriormente, la duración del flujo lineal de fractura es muy corto y no tiene fin práctico en la interpretación de pruebas de  presión. Generalmente, las fracturas de conductividad finita transitan entre un flujo bilineal a un período de flujo pseudo radial, con un flujo lineal de formación que no se desarrolla completamente.

3.2. Fractura vertical de conductividad infinita Fracturas con CfD ≥ 300 son consideradas fracturas de conductividad infinita. Las fracturas de conductividad infinita no exhiben un regimen de flujo bilineal. Los regímenes de flujo que ocurren en una fractura de conductividad infinita son el flujo lineal de formación seguido por un flujo pseudo radial después de un período de transición. La principal característica de las fracturas de conductividad infinita es que la caída de presión a lo largo de la longitud de fractura es despreciable.

3.3. Fractura vertical de flujo uniforme El modelo de fractura de flujo uniforme asume que el flujo dentro de la fractura es uniforme a lo largo de su longitud. Las fracturas verticales de flujo uniforme son similares a las fracturas de conductividad infinita en términos de comportamientos de flujo. Como se muestra en la Figura 2, existe una ligera diferencia entre los dos modelos de fractura. Las fracturas vertical de flujo uniforme exhiben solamente flujo lineal de la formación y flujo  pseudo radial.

Fig. 2. Fractura de conductividad infinita versus fractura de flujo uniforme

4. Análisis de pruebas de presión de fracturas: Métodos lineales Los análisis de pruebas de presión de fractura son utilizados para evaluar la efectividad del fracturamiento hidráulico y la determinación de parámetros de fractura, tales como la longitud de la fractura, la conductividad de la fractura y la permeabilidad de la formación. Los regímenes de flujo que existen durante una prueba son determinados por la conductividad de la fractura y la duración de la prueba. El procedimiento para el análisis de  pruebas en pozos fracturados son presentados de acuerdo a los siguientes regímenes de flujo: flujo bilineal, flujo lineal de formación y flujo pseudo radial.

4.1. Flujo bilineal Como se mencionó anteriormente, el flujo bilineal ocurre en fracturas verticales con un CfD < 300 en el tiempo temprano de flujo. La duración del flujo bilineal para varios rangos de CfD son dadas en las siguientes ecuaciones. La presión adimensional en el pozo para flujo  bilineal es expresada con la siguiente ecuación:

Tomando las derivadas con respecto al tiempo adimensional, TDLf , se tiene:

Para un pozo de petróleo, la ecuación de presión adimensional puede ser transformada en la siguiente forma:

Donde: Δp = cambio de presión [lpca]

q = tasa de petróleo [BN/D] B = factor volumétrico del petróleo [BY/BN] h = espesor útil de formación [pie] Similarmente, para pozos de gas, la ecuación de presión adimensional puede ser transformada en la siguiente forma:

Donde: Δp p = cambio de pseudo presión de gases reales [lpca2/cp] qg = tasa de gas [MPCN/D] T = temperatura [R] Se puede deducir con las ecuaciones de cambio de presión para petróleo y gas el Δp y Δp p

vs. t1/4 en coordenadas cartesianas reflejan una línea recta con una pendiente, m bf , que pasa

 por el origen, tal como puede ser observado en la Figura 3. Desde este gráfico, la conductividad de la fractura puede ser calculada bajo las siguientes expresiones: Para un pozo de petróleo:

Para un pozo de gas:

Fig. 3. Gráfico de Δp versus t 1/4 para flujo bilineal

Se puede observar que para las ecuaciones de conductividad para pozos de petróleo y gas, son necesarias otras propiedades de la formación tales como la porosidad, la viscosidad del fluido y la compresibilidad total del fluido. La permeabilidad de la formación puede ser determinado de pruebas de presión previas al fracturamiento hidráulico. Las ecuaciones de cambio de presión implican que, el flujo bilineal es evidente en un gráfico log-log de Δp versus t, la cual arroja una línea recta con una pendiente de 1/4 como se muestra en la Figura 4. Este es un gráfico de diagnóstico que puede ser usado para demostrar la presencia de flujo bilineal en este período de prueba. En la Figura 5, se muestra un gráfico carteseano de Δp versus t1/4 bajo el efecto de almacenamiento de pozo.

Fig. 4. Gráfico de log Δp versus log t para flujo bilineal

Fig. 5. Efectos de almacenamiento de pozo en un gráfico de Δp versus t1/2 Como se observó en la figura anterior, el flujo bilineal puede tener distorsiones por efectos de almacenamiento en el pozo o por restricciones en el flujo dentro de la fractura la cual  puede causar una caída de presión adicional como se muestra en la Figura 6.

Fig. 6. Caída de presión adicional Δps debido a una restricción en la fractura en el gráfico de Δp versus t1/4

4.1.1. Procedimiento para la aplicación de método lineal en los datos de prueba de presión durante el régimen de flujo bilineal

1. Graficar pwf  versus t1/4 para una prueba de flujo a tasa constante o pws versus t1/4 para una prueba de restauración de presión. Para pozos de gas, se deben usar las funciones apropiadas de transformación de presión, como pseudo presiones de gases reales. 2. Determinar la pendiente, m bf , en la región donde se observa linealidad en la gráfica. 3. Calcular la conductividad de la fractura de acuerdo a las ecuaciones previamente citadas. Es muy importante la validación de los resultados obtenidos de los métodos lineales con respecto a los resultados obtenidos a través de Curvas Tipo. Más adelante será discutido este tópico.

4.2. Flujo lineal de formación Flujo lineal de formación ocurre en fracturas de alta conductividad, con CfD ≥ 300. El cambio de presión adimensional para flujo lineal de formación es estimado con la siguiente expresión:

Por expansión logarítmica de la expresión anterior tenemos:

Tomando la derivada de pD de la primera ecuación con respecto a tDLf  arroja:

 Nuevamente aplicando expasión logarítmica tenemos:

De la derivación de las ecuaciones es evidente que un gráfico log-log de Δp versus t arroja una línea recta (pendiente), como se puede observar en la Figura 7. Para un pozo de  petróleo, la ecuación de Δp puede simplificarse con la siguiente ecuación:

Similarmente, para pozos de gas, la ecuación de Δp p puede simplificarse con la siguiente

ecuación:

Fig. 7. Gráfico de log Δp versus log t para flujo lineal de formación Con las ecuaciones de cambio de presión para pozos de petróleo o gas, es evidente que para un gráfico de Δp o Δp p versus t1/2 en coordenadas cartesianas nos da una línea recta con una  pendiente mLf , la cual pasa por el origen, tal como se puede observar en la Figura 8. La longitud de fractura de una ala Lf , puede se calculada con la pendiente mLf , como sigue a continuación:

Fig. 8. Gráfico de Δp versus t1/2 para flujo lineal de formación Para un pozo de petróleo:

Para un pozo de gas:

El régimen de flujo lineal puede verse distorsionado por los efectos de almacenamiento que ocurren en el pozo, tal como se muestra en la Figura 9, o por restricciones en la fractura que puede causar una caída de presión adicional en el pozo.

Fig. 9. Efectos de almacenamiento de pozo en un gráfico de Δp versus t1/2 4.2.1. Procedimiento para la aplicación de método lineal en los datos de prueba de presión durante el régimen de flujo lineal de formación

1. Graficar pwf  versus t1/2 para una prueba de flujo a tasa constante o pws versus Δt1/2  para una prueba de restauración de presión. Para pozos de gas, se deben usar las funciones apropiadas de transformación de presión, como pseudo presiones de gases reales. 2. Determinar la pendiente, mLf , en la región donde se observa linealidad en la gráfica. 3. Calcular la longitud de una ala de la fractura Lf  de acuerdo a las ecuaciones  previamente citadas.

Es muy importante la validación de los resultados obtenidos de los métodos lineales con respecto a los resultados obtenidos a través de Curvas Tipo. Más adelante será discutido este tópico.

4.3. Flujo pseudo radial Las fracturas de conductividad finita e infinita eventualmente exhiben flujo pseudo radial si la duración de la prueba es lo suficientemente larga. Fracturas de conductividad infinita con CfD ≥ 300 pueden alcanzar flujo pseudo radial cuando tDLf  es aproximadamente igual a 5. El flujo pseudo radial para fracturas finitas es estimada a partir de la siguiente expresión: Para 0,1 ≤ CfD ≤ 300:

El flujo pseudo radial es teóricamente equivalente al flujo radial usado previamente para representar a pozos no fracturados. Por lo tanto, todas las ecuaciones desarrolladas para el flujo radial en los análisis de presión son aplicados para el flujo pseudo radial en pozos fracturados. En consecuencia, un gráfico semilog de pwf  versus t para una prueba de declinación de presión o pws versus (t p + Δt)/Δt para una prueba de restauración de presión, arrojan una línea recta. Para una prueba de declinación de presión en un pozo de petróleo, la pendiente m de la línea recta puede ser usada para estimar las siguientes propiedades de la formación:

Para una prueba de restauración de presión en un pozo de petróleo:

Para una prueba de declinación de presión en un pozo de gas se usa la ecuación de pseudo  presiones para gases reales:

Para una prueba de restauración en un pozo de gas se usa la ecuación de pseudo presiones  para gases reales:

En las ecuaciones anteriores s’= s + Dq g, donde: s’= factor skin aparente

s = factor skin debido a daño o estimulación D = coeficiente de flujo turbulento qg = tasa de gas [MPCN/D]

El radio efectivo de pozo r wa se encuentra en función al factor skin s, y viene dada por la siguiente expresión:

La longitud de una ala de fractura en un pozo vertical Lf  puede ser estimada desde el radio efectivo del pozo, como se observa en la siguiente expresión:

4.3.1. Procedimiento para la aplicación de método lineal en los datos de prueba de presión durante el régimen de flujo pseudo radial

1. Graficar pwf  versus t para una prueba de flujo a tasa constante o pws versus (t p+Δt)/Δt  para una prueba de restauración de presión en un gráfico semilog. Para pozos de gas, se deben usar las funciones apropiadas de transformación de presión, como  pseudo presiones de gases reales. 2. Determinar la pendiente, m, en la región donde se observa linealidad en la gráfica. 3. Calcular las propiedades de la formación acuerdo a las ecuaciones previamente citadas. Es muy importante la validación de los resultados obtenidos de los métodos lineales con respecto a los resultados obtenidos a través de Curvas Tipo. A continuación se discutirá este tópico.

5. Análisis de pruebas de presión para pozos fracturados usando Curvas Tipo El análisis de curvas tipo se realiza siguiendo generalmente tres pasos principales las cuales se enumeran a continuación: 1. Identificación del modelo de interpretación 2. Cálculos de parámetros a partir del modelo interpretado 3. Validación de resultados del modelo interpretado Estos tres pasos son sólo aplicables para análisis de datos de pruebas provenientes de pozos fracturados. Las curvas tipo para pozos fracturados tienen formas similares, tal como se  puede observar en la Figura 10 y Figura 11, por consiguiente no se podrá conseguir un único resultado. Así, una sistemática aplicación de los tres pasos mencionados anteriormente en análisis de pruebas de presión en pozos fracturados es un proceso iterativo que conlleva a alcanzar los resultados de acuerdo al conocimiento del pozo y del yacimiento.

Fig. 10. Curva Tipo para una fractura de conductividad finita

Fig. 11. Curva Tipo para fractura de conductividad infinita con efecto de almacenamiento en el pozo 5.1. Identificación del modelo de interpretación Más temprano en el comienzo de este artículo, tres regímenes de flujo pueden estar  presentes en un pozo fueron analizados. Estos regímenes de flujo fueron identificados como flujo bilineal, flujo lineal de formación y flujo pseudo radial. La presencia de estos tres tipos de regímenes de flujo pueden ser identificados mediante Curvas Tipo. Es importante destacar que estos regímenes de flujo pueden no estar presentes en una prueba (simultáneamente), debido a la duración de la prueba o la conductividad de la fractura. Típicamente, las fracturas de conductividad finita (CfD < 300) exhibirán flujo bilineal seguido por un período de transición antes de alcanzar flujo pseudo radial si la duración de la prueba es suficientemente larga. El flujo lineal de formación no se desarrolla completamente antes de la aparición del flujo pseudo radial en la mayoría de las fracturas de conductividad finita. Por otro lado, las fracturas de conductividad infinita (CfD ≥ 300) exhiben flujo lineal de formación antes de lograr alcanzar flujo pseudo radial dependiendo de la duración de la prueba. El régimen de flujo bilineal es típicamente ausente en pruebas de presión de pozos fracturados con conductividad infinita.

En el análisis de datos de pozos fracturados, las Curvas Tipo pueden ser usadas inicialmente para identificar la presencia de estos regímenes de flujo. Para ese entonces, la  presencia de flujo bilineal es indicado por la presencia por una pendiente cuarta en un gráfico log-log de Δp versus t en una prueba de declinación de presión o Δp versus Δte para una prueba de restauración de presión. La pendiente cuarta es cotejada con la pendiente cuarta de la Curva Tipo. Similarmente, la presencia de flujo lineal de formación es indicada  por la presencia de una pendiente media en un gráfico log-log de Δp versus t en una prueba de declinación de presión o Δp vs Δte para una prueba de restauración de presión. La  pendiente media es cotejada con la pendiente media de la curva tipo. La derivada de la curva tipo puede ser también graficada. En este caso, en el mismo gráfico log-log, el gráfico tΔp’ versus t para una prueba de declinación de presión o ΔteΔp’ versus Δte para una prueba de restauración de presión. Típicamente, para pozos fracturados, la curva de  presión y la curva de derivada tienen la misma pendiente. La curva de derivada es muy usada en la identificación del flujo pseudo radial. Es importante destacar que la presencia del efecto de almacenamiento y daño en la fractura puede distorcionar tempranamente los regímenes de flujo.

5.2. Cálculos de parámetros a partir del modelo interpretado Después de alcanzar el cotejo con la Curva Tipo seleccionada, la fractura y los parámetros de yacimiento pueden ser calculados desde los puntos cotejados. Desde el punto de presión cotejado (PMP), la permeabilidad de la formación puede ser calculada con las siguientes ecuaciones: Para un pozo de petróleo:

Para un pozo de gas:

Donde: k = permeabilidad [mD] q = tasa de petróleo [BN/D] B = factor volumétrico del petróleo [BY/BN] µ = viscosidad [cp]

h = espesor útil [pie] qg = tasa de gas [MPCN/D] T = temperatura [R] Desde el punto de tiempo cotejado (TMP), la longitud de un ala de la fractura Lf  puede ser calculado con las siguientes ecuaciones: Para un pozo de petróleo:

Para un pozo de gas:

Donde: Lf  = longitud de un ala de fractura [pie] Ø = porosidad [fracción] Ct = compresibilidad total [lpc-1] Desde el cotejo de la conductividad adimensional de la fractura CfD, la conductividad de la fractura puede ser determinada con las siguiente ecuación:

5.3. Validación de resultados del modelo interpretado El paso de validación se encuentran en función del método lineal para cálculo de la fractura y parámetros de yacimiento. Si los resultados son razonablemente cercanos, se puede  presumir que el modelo de interpretación es representativo de los datos de la prueba de  presión, y los resultados son considerados como consistentes. Si los resultados tienen una considerable divergencia, los análisis deben ser repetidos nuevamente, escogiendo otro modelo de interpretación, repitiendo el proceso por entero. Este proceso es muy iterativo y debería ser continuo hasta alcanzar un razonable cotejo con los resultados a través de métodos lineales.

Por ejemplo, si el modelo de interpretación indica flujo bilineal, se deben usar los  procedimientos previamente expuestos para calcular la conductividad de la fractura. Se comparan éstos con los cálculos de conductividad de fractura a través de Curvas Tipo. Si los resultados coinciden, el análisis se considera terminado. Sino, se debe repetir el proceso desde el principio, seleccionando un nuevo modelo de interpretación. Similarmente, si el modelo de interpretación indica flujo lineal de formación, se debe usar los procedimientos  para la estimación de la longitud de fractura. Se compara estos resultados con los arrojados con las Curvas Tipo. Si los resultados son convincentes, el procedimiento se da por finalizado. Sino, se debe repetir desde el principio todo el procedimiento seleccionando otro modelo de interpretación. Si la duración de la prueba es lo suficientemente larga para alcanzar flujo pseudo radial, se debe realizar el procedimiento explicado en las secciones anteriores para el cálculo de la  permeabilidad de la formación. Se comparan estos resultados con los arrojados con las Curva Tipo. Si los resultados son razonablemente parecidos, el análisis se da por concluido. Sino, se vuelve a repetir todo el procedimiento seleccionando otro modelo de interpretación. De los análisis de flujo pseudo radial, otros parámetros de pozo tales como el factor skin y la longitud de fractura pueden ser estimados en los procedimientos de análisis de flujo pseudo radial usando métodos lineales.

iesgo Geológico en la Exploración: Introducción Marcelo Madrid Hace 1 año Geología La Exploración por hidrocarburos en cualquier sitio, región o país es una tarea difícil que involucra grandes capitales y sobre todo alto riesgo. Existen diferentes tipos de riesgos en la industria petrolera, sin embargo el de mayor relevancia es el llamado Riesgo Geológico o Riesgo Exploratorio que involucra directamente la presencia o no de hidrocarburos en una oportunidad exploratoria. Para que se produzca una acumulación de hidrocarburos se tiene que cumplir una cadena de procesos, que van desde la presencia de una roca generadora hasta la existencia de “trampas”, si falla un solo eslabón, el pozo exploratorio que se  perfore no tendrá resultados exitosos.

Este artículo enfocara de manera sencilla el Riesgo Exploratorio, los niveles de investigación geológica, los elementos geológicos presentes en las oportunidades, los  procesos que actúan en el sistema petrolífero , la evaluación y jerarquización de las incertidumbres de cada elemento del sistema petrolero y el cálculo probabilístico de los riesgos geológicos asociados a las oportunidades exploratorias. Una vez realizado la evaluación geológica del sistema petrolífero, de sus elementos y procesos, se procede a establecer los rangos de riesgos de cada uno de los factores que interviene en el sistema dividiéndolos en cuatro factores independientes a saber: 1. 2. 3. 4.

Factor roca madre Factor roca almacén o reservorio Factor trampa Factor dinámico

El primer factor está asociado a la calidad de Roca Madre, a su madurez y a su capacidad de carga de hidrocarburos. El segundo factor está relacionado con la presencia de Roca Almacén, su calidad y otros factores. El tercer factor se asocia a la presencia de la trampa, a su forma, a sus características internas y a la presencia de roca sello. El cuarto y último factor se relaciona con los factores dinámicos como la migración, sincronía y preservación de los hidrocarburos.

Los riesgos asociados a cada factor se definen de acuerdo a la siguiente escala: 1. 2. 3. 4. 5.

Desfavorable (<0,30) Cuestionable (0,30 a 0,50)  Neutral (0,50) Deseable (0,50 a 0,70) Favorable (> 0,70)

La probabilidad de existencia de una expectativa geológica es el producto de la multiplicación de los cuatro factores independientes mencionados anteriormente, siendo la formula más representativa la siguiente:

Expectativa geológica = F Roca Madre * F Roca Almacén * F Trampa * F Dinámico

El nivel de riesgo geológico o exploratorio en una oportunidad, esta asociado a la fracción determinada en la multiplicación, teniéndose: 1. Muy Bajo Riesgo : 0,99 - 0,5 2. Bajo Riesgo : 0,25 - 0,5

3. Riesgo Moderado: 0,125 - 0,25 4. Alto Riesgo: 0,063 - 0,125 En la Figura 1, se muestra la Matriz de Riesgo Geológico para las oportunidades visualizadas. En ésta se tomaron en cuenta los cuatro factores que intervienen en el sistema  petrolero, descritos anteriormente y posteriormente en la Figura 2, se muestra la  jerarquizaron de acuerdo a la escala de Riesgo.

Fig. 1. Matriz de riesgo geológico

Fig. 2. Jeraquización de proyectos de acuerdo a la escala de riesgo

Finalmente, es necesario determinar la expectativa de volumen de hidrocarburo haciendo un estimado volumétrico probabilista. Si existe una mayor o menor incertidumbre en cada uno de los factores antes nombrados, entonces los volúmenes de hidrocarburos determinados probabilísticamente tendrán un mayor o menor grado de riesgo.

DST (Drill Stem Test) Marcelo Madrid Hace 4 años Yacimiento

Un Drill Stem Test (DST) es una prueba la cual se usan herramientas especiales colocadas al final de la sarta de perforación. Esta prueba es generalmente practicada para probar  pozos nuevos, ya que solo puede llevarse a cabo con el taladro en sitio. En un DST, el pozo es abierto a flujo a través de una válvula ubicada en el fondo de la herramienta de prueba, y el fluido de yacimiento fluye hacia superficie por la sarta de perforación (que generalmente esta vacía al momento de comenzar la prueba). Una prueba común es una secuencia de  períodos de cierre de acuerdo a las necesidades de evaluación que se requieran practicar en el pozo. Un DST permite evaluar el potencial de producción de alguna arena particular en el yacimiento, presión y características de la roca yacimiento. La prueba es una importante medición del comportamiento del yacimiento, y una manera valiosa de obtener fluidos en fondo. Toda la información recolectada en el DST permite saber si el pozo puede producir hidrocarburos de manera comercial. Los DST generalmente son pruebas cortas, ya que un cierre positivo de las válvulas de fondo evitan los efectos de almacenamiento durante la prueba de restauración de presión. Los DST requieren de especial técnicas de análisis, ya que generalmente las tasas de  producción encontradas no son estables debido al período corto de flujo, adicionalmente que el pozo no se encuentre totalmente limpio de los fluidos utilizados durante la operación de perforación y completación. Historia Trabajando en los años 20 en el Dorado, Arkansas, E.C. Johnston y su hermano M.O. Johnston desarrollaron el primer DST y corrieron por primera vez de manera comercial en 1926. En Abril de 1929, la Johnston Formation Testing Corporation patentaron la técnica (U.S. Patent 1.709.940) y posteriormente mejoraron el sistema a principios de los años 30. En los años 50, Schlumberger introdujo un método para evaluación de formaciones usando equipo de wireline. La herramienta de evaluación de formación de Schlumberger, la cual  puso en funcionamiento en 1953, la cual disparó una carga hueca a través de una almohadilla de goma que se había extendido en el agujero en la profundidad requerida. Los

fluidos de formación salían a través de los perforados y un tubo de conexión permitía depositar los fluidos producidos hacia un contenedor. Luego la herramienta es sacada a superficie con el contenedor cerrado con los fluidos de fondo a condiciones de yacimiento. En 1956, Schlumberger compra la Johnston Testers y continúan realizando pruebas DST y con probadores de formación tanto en pozos a hoyo entubado, como desnudo. Prueba DST –  Diseño Generalmente, las pruebas DST se realizan en un corto período de tiempo, por lo que se debe tener claro cuales son los objetivos de la misma, que información queremos obtener  para la caracterización del yacimiento, etc. Las pruebas DST casi siempre se llevan a cabo en pozos exploratorios, o en áreas que no se tienen suficiente grado de certeza, por ejemplo, áreas de reservas probables/posibles, la cual requiere comprobar si las reservas tienen algún atractivo comercial. Con la prueba DST permite evaluar los siguientes aspectos del yacimiento: Productividad: permite evaluar el potencial de la arena productora, con distintos reductores, evaluar efectos de turbulencia (daño), presión de fondo fluyentes, y otros efectos en la cara de la arena (resistencia inercial y despojamiento capilar). Propiedades de Yacimiento: con el cierre para restauración de presión, permite evaluar la  presión promedio de la formación, permeabilidad, capacidad de la formación, skin, efectos de barrera o límites de yacimiento. Muestreo de fluidos: con las muestras de fluido en fondo permite caracterizar en fluido original de yacimiento, la cual juega un papel importante en la estimación de fluidos originales en sitio, monitoreo y estudios de yacimiento, diseño de las facilidades de superficie, etc. Generalmente la prueba DST inicia con la bajada de la herramienta hasta su  posicionamiento en fondo (ya desde el comienzo de la bajada se va haciendo registros de  presión y temperatura). Posteriormente se realiza el cañoneo (dependiendo) si se tiene acoplado los cañones en la sección final de la sarta, que generalmente pueden contener soltadores para enviarlos al fondo del pozo o pueden ser recuperadores posterior a la operación. Luego de la ejecución del cañoneo, y teniendo el pozo alineado en superficie con unidad de well testing (separador portátil), se alinea el pozo a producción con reductor de mínimo diámetro. Es aquí cuando empieza los períodos de flujo y cierre la cual podemos detallar a continuación: 1. Primer período de flujo y primer cierre (opcional): generalmente queda a consideración de la compañía operadora, y se hace a las pocas horas de haber realizado el cañoneo del pozo. En este período el pozo solo desplazará lodo de perforación, pero  permitirá verificar la conexión yacimiento-pozo. Debido al poco período de cierre, el BU realizado no permitirá una interpretación. 2. Segundo período de flujo y cierre (período de limpieza): este período de flujo y cierre  puede realizarse con varios reductores dependiendo de la respuestas energética que tenga el  pozo, con el equipo de well testing se monitorean los parámetros de corte de agua y API hasta desplazar totalmente el lodo de perforación. Generalmente el período de cierre ulterior es el doble del período tiempo de flujo. La BU realizada permitirá analizar la condición de daño que pueda tener la arena productora. 3. Tercer período de flujo (prueba multitasa) y cierre (BU principal): este se considera el período principal de flujo, generalmente se hace con 3 o 4 reductores, dependiendo de la respuesta de la arena productora. Generalmente estas pruebas son de 24 horas con cada reductor y siempre se realiza fiscalizada ante el ente regulador. El período de cierre se

realiza al menos el doble de tiempo de la prueba multitasa (en ocasiones, bajando una herramienta de lectura de sensores con equipo de wireline en el BHA), para realizar seguimiento de la prueba de restauración. Con esta información de BU, permitirá observar el daño del pozo (compararla con la BU del período de limpieza), estimar permeabilidad, capacidad de formación, y si el tiempo lo permite, analizar límites o barreras. 4. Cuarto período de flujo y cierre (toma de muestras): ya con el pozo con suficiente desplazamiento, se realiza el muestreo de fondo o superficie (de acuerdo al tipo de yacimiento), con el propósito de realizar estudios convencionales PVT y/o análisis especiales, según sea el requerimiento. Con esta etapa, en líneas generales se culminaría la prueba DST, se procede operacionalmente a realizar el control del pozo, ya sea para seguir probando otra arena superior o bajar la completación permanente. En la Figura 1, se puede ver un esquemático de una prueba DST, de acuerdo con la explicación dada previamente.

F igura 1. Esquemático de prueba DST con cada uno de los períodos de flujo y cierre. En la Figura 2, se muestran comportamientos de referencia de pruebas DST realizadas a yacimientos, de acuerdo a la permeabilidad registrada (solo referencia):

F igura 2. Rangos de respuesta de Yacimiento en prueba DST, de acuerdo a la K.

En el video a continuación se muestra la maniobra operacional durante una prueba DST. En este caso la prueba se realiza offshore, por lo que el requerimiento de tecnologías es aún mayor con lo observado en las pruebas DST onshore. Video de descripción operacional de prueba DST Con extractos de:  

Horne, Roland. Modern Well Test Analysis. Petroway. History of Petroleum Engineering. API Division of Production. New York City, 1961.

Los Asfaltenos y sus efectos en la producción de petróleo Oswaldo Borges Hace 4 años PVT

Los asfaltenos son compuestos aromáticos y nafténicos de alto peso molecular con un rango de 1000 a 50000 kg/kgmol, que se encuentran en dispersión coloidal en algunos crudos. Se definen como fracciones que se encuentran en el crudo, solubles en solventes aromáticos como el benceno, tolueno y xileno, pero insoluble en n-alcanos de cadena corta (bajo peso molecular) como por ejemplo el n-pentano, y pueden ser derivados del petróleo y/o carbón. Los asfaltenos son partículas sólidas semicristalinas de color café o negro que contienen anillos condensados de hidrocarburos aromáticos. Los asfaltenos no son una especie química sino una familia de compuestos que presentan sólo un comportamiento global característico. Se caracterizan por ser de tipo polar, de estructura amorfa y de fórmula empírica promedio C74H87NS2O. Bajo el término “asfaltenos” se agrupa a los componentes que quedan como

fracción insoluble luego de tratar una mezcla en determinadas condiciones (solventes, temperaturas, etc). La composición de esta fracción insoluble varía de petróleo en petróleo y la característica común, que los hace importantes en el estudio de los yacimientos y en la  producción de petróleo, es que suelen originar precipitados (sólidos) al agruparse por sufrir alteración en su ambiente, dañando el medio poroso o bloqueando las tuberías de producción, evitando así el flujo de hidrocarburos en pozos petroleros. La cantidad de asfaltenos en el

 petróleo varía dependiendo de la fuente, profundidad, gravedad API del crudo y contenido de azufre. Resinas Las resinas son definidas como la fracción del crudo constituidas por agregados de anillos aromáticos fusionados entre sí, la cual es insoluble en propano líquido, pero soluble en nheptano. La estructura de las resinas es similar a los asfaltenos, pero son más pequeñas en  peso molecular, en el rango de 250 a 1000 kg/kgmol. Poseen una relación más alta de cadenas alifáticas/anillos aromáticos que los asfaltenos, los cuales son recubiertos por las resinas. Éstas se constituyen en una interfase de transición entre el núcleo de asfalteno y el resto de la matriz del crudo, la cual tiene usualmente una relación alta de parafinas/aromáticos. La diferencia existente entre las resinas y los asfaltenos radica en que éstas son solubles en algunas parafinas normales, como el n-pentano y n-heptano, mientras que los asfaltenos no lo son. Teorías sobre el comportamiento de los asfaltenos en el crudo Según los estudios realizados sobre las condiciones bajo las cuales los asfaltenos se encuentran presente en el crudo, se destacan dos teorías: Teoría Molecular: Considera que los asfaltenos están disueltos en el crudo al igual que el resto de las moléculas. Teoría Coloidal:  Considera que los asfaltenos están presentes en el crudo formando una dispersión coloidal. Teoría Molecular Uno de los primeros esfuerzos para predecir el comportamiento de fase de los asfaltenos a  partir de un modelaje termodinámico molecular fue publicado por Fussel en 1979. Su modelo estuvo basado en la ecuación de estado de Redlich-Kwong. Fussel consideró a los asfaltenos floculados como una fase líquida pesada en equilibrio termodinámico con la fase de vapor y de líquido livianos en el sistema. El trabajo de Fussel fue seguido por Hirschberg y colaboradores, los cuales propusieron en 1984, un modelo el cual describe el fenómeno de la precipitación de los asfaltenos mediante el equilibrio termodinámico líquido de una mezcla de dos seudocomponentes (asfaltenoscrudo), en donde los asfaltenos son considerados moléculas monodispersas en el crudo, como resultado de las teorías de polímeros (como por ejemplo, el modelo de Flory-Huggins (1953)), usado para describir el comportamiento molecular de los asfaltenos sometidos a cambios de presión, temperatura y composición. El principal concepto de esta teoría, la que la separa del modelo coloidal, es que los asfaltenos están disueltos en el crudo como cualquier otra molécula. La cantidad de asfaltenos disuelta en el petróleo, así como el proceso de  precipitación y redisolución en el mismo, es función de las condiciones termodinámicas del sistema. Como resultado, los métodos convencionales de equilibrio de fases termodinámicas (posiblemente usando una ecuación de estado) pueden ser utilizados para predecir el comportamiento de fase de los asfaltenos en petróleo líquido. Este modelo es similar al de Fussel, con la excepción de que la teoría de Flory-Huggins es utilizada para determinar el equilibrio líquido-líquido entre la fase de petróleo y la de asfaltenos. Estos trabajos fueron aprovechados por Kawanaka y Mansoori. Su contribución fue extender el modelo de Hirschberg al llamado caso polidisperso, donde los asfaltenos son considerados como un componente del crudo que tiene una distribución de peso molecular en lugar de ser de un solo tamaño. La teoría de polímeros polidispersos de Scott y Magat fue usada en lugar de la teoría de Flory-Huggins para calcular el equilibrio de fase sólido-líquido entre asfaltenos-crudo.

Una de las diferencias entre estos dos modelos, es que el modelo de Hirschberg de floculación de asfaltenos es determinado a partir de un cálculo de equilibrio líquido-líquido, mientras que en el de Kawanaka-Mansoori es determinado por un equilibrio sólido-líquido. Esto implícitamente significa que, el modelo de Hirschberg considera a la fase de asfaltenos como un líquido, mientras que el de Kawanaka-Mansoori la considera como un sólido. Sin embargo, en ambos modelos el proceso de floculación es necesariamente tomado como reversible.

F igura 1. Disposición de los Asfaltenos en el crudo según el modelo termodinámico  Molecular. Teoría Coloidal Esta teoría ha sido propuesta por Leontaritis y Mansoori en 1987; ella considera que los asfaltenos se encuentran suspendidos coloidalmente en el crudo, debido a una capa estabilizante de resinas altamente polares que actúan como agentes peptizantes rodeando su superficie, con lo cual impiden que los asfaltenos se unan entre sí y precipiten. Ellas son adsorbidas por los asfaltenos y actúan como capas protectoras. Estas resinas y asfaltenos  juntos son llamadas micelas, las cuales constituyen entidades moleculares separadas del crudo y sujetas a todo cambio termodinámico. La adición de una adecuada cantidad de floculante, por ejemplo n-pentano, causa la destrucción de las micelas y puede resultar en una floculación irreversible.

F igura 2. Disposición de los Asfaltenos en el crudo según modelo termodinámico coloidal. La teoría considera que los asfaltenos llevan cargas intrínsecas que pueden ser positivas o negativas dependiendo de la composición del crudo, y que éstos se encuentran dispersos en el mismo gracias a la presencia de resinas, ya que existe un segmento de la misma que  permanece en contacto con el resto del crudo (parafinas, naftenos y aromáticos) y entre estos segmentos existen fuerzas repulsivas que son las responsables de mantener las partículas de asfaltenos en suspensión. Si son colocados en un campo eléctrico, los asfaltenos migrarán hacia el electrodo con carga opuesta a la que ellos tienen. Tanto las resinas como los asfaltenos tienen tendencia a agregarse entre ellos y el grado de este estado de agregación dependerá de la composición del crudo y del carácter aromático del mismo.

F igura 3. Balance de fuerzas sobre las micelas de asfaltenos en el que se muestra el efecto de las cargas eléctricas. Los cambios en las condiciones termodinámicas del sistema, es decir, presión, temperatura y/o composición, son los responsables de que las resinas se transfieran a la fase líquida, por lo que los asfaltenos quedan desprotegidos con libertad de agregarse, produciéndose así la floculación y posiblemente, la precipitación de estos agregados. Un número de estudios han reportado que los asfaltenos pueden ser precipitados por flujo a través de capilares y el medio  poroso. Esto confirma que las micelas resinas-asfaltenos están eléctricamente cargadas y que

 pueden precipitar por la aplicación de una energía potencial generada por el flujo de petróleo a través de las arenas. Similarmente, la aplicación de un potencial opuesto puede prevenir la  precipitación de asfaltenos desde el crudo que fluye a través del medio poroso.

F igura 4. Mecanismo de precipitación de asfaltenos según el modelo coloidal.

Basado en estas observaciones, el modelo físico que mejor se ajusta al sistema crudo/resina/asfaltenos es el modelo coloidal. Se cree que los asfaltenos se encuentran en el  petróleo en suspensión coloidal y que están estabilizados por las resinas que adsorben sobre su superficie. La naturaleza coloidal del crudo fue propuesta por primera vez por Nellesteyn y el modelo coloidal por Pfeiffer y Saal en 1940. Desde entonces, numerosos estudios han confirmado la aplicabilidad de este modelo para los asfaltenos en el petróleo. La naturaleza coloidal de los asfaltenos fue utilizada por Leontaritis para formular un modelo termodinámico coloidal, y así predecir el comportamiento de fase de los asfaltenos. En base a esto y tratando de describir el fenómeno de agregación asfalténica se encontró, en la teoría coloidal, el modelo DLCA (Agregación Coloidal Limitado por Difusión), también conocido como Cúmulo-Cúmulo, que es el modelo que mejor se asemeja a la cinética de agregación de asfaltenos. Tal modelo consiste de partículas y agregados dispersos, que se difunden en el sistema siguiendo una caminata aleatoria, si en su recorrido una partícula o cúmulo coloidal choca con otra partícula o cúmulo, éstos podrían quedar pegados con una cierta probabilidad y, en tal caso, ellos continuarán difundiéndose como un solo agregado con la posibilidad de quedar pegado a otro cúmulo o partícula. Después de que ha transcurrido el tiempo, el tamaño de los cúmulos ha aumentado y el número de ellos ha disminuido. Estructura de los asfaltenos Estructuralmente se ha comprobado que los asfaltenos son una fracción de compuestos que existen naturalmente en el crudo como agregados de núcleos aromáticos condensados, sustituidos por grupos alifáticos y nafténicos, los cuales poseen heteroátomos (nitrógeno, azufre, oxígeno) localizados en las estructuras en una variedad de formas, especialmente las heterocíclicas. También se ha detectado la presencia de metales como vanadio, níquel y hierro, los cuales se concentran en estructuras de anillos grandes que se originan en los organismos vivientes denominadas porfirinas. El 20% del contenido de los metales en los

crudos se puede encontrar en estas estructuras. El resto de estos metales se encuentran en estructuras no porfirínicas asociadas con el nitrógeno, azufre y oxígeno en la fracción asfáltica, pero sus arreglos no son definidos. En su estado natural, se sugiere que los asfaltenos existen como una estructura compleja, la cual permite que los asfaltenos agregados puedan encontrarse dispersos en el crudo y puedan moverse dentro del pozo o el yacimiento. Otras observaciones sugieren que con el incremento del peso molecular de la fracción de asfaltenos, se incrementa la aromaticidad y la proporción de heteroátomos. El agregado de asfaltenos tiene dimensiones coloidales y precipitaría del crudo, si no fuese  por la presencia de una capa estabilizante de resinas que lo rodea. El sistema de asfaltenos, unido a las resinas, constituye una partícula coloidal denominada micela, de acuerdo con la terminología de la química de surfactantes. Estructuralmente, la micela (resina-asfaltenos) tiene un carácter predominante aromático, en el cual, la aromaticidad del asfalteno es mayor que la de la resina. Esto se debe a que la relación de cadenas alifáticas/anillos aromáticos de las resinas, es mayor que la de los asfaltenos, ya que las resinas tienen cadenas alifáticas largas y pocos anillos aromáticos, comparadas con la estructura de los asfaltenos. De esto se deduce que las resinas son una interfase de polaridad media entre el crudo (poco polar), constituida por parafinas, aromáticos y las resinas no adsorbidas sobre los asfaltenos y estos últimos. De acuerdo a esto, el grado de aromaticidad del crudo (fase dispersante) es importante cuando las resinas se encuentran bien adsorbidas por el aglomerado de asfaltenos (fase dispersa); al igual que la parafinicidad del medio decide cuando las resinas son desorbidas de la micela. Una alta aromaticidad de la matriz del crudo indica buena solvencia para los asfaltenos, es decir, que el poder solvente de este medio es uno de los aspectos fundamentales que determinan el comportamiento físico-químico del sistema coloidal del crudo.

F igura 5. Estructura molecular promedio de los asfaltenos. Composición de los Asfaltenos Los asfaltenos físicamente son sólidos friables de color marrón oscuro a negro con un punto de fusión no definido. Ellos se descomponen por calentamiento, se funden y por posterior enfriamiento se resolidifican. Los resultados de análisis elementales realizados a numerosas muestras de asfaltenos de distintos crudos del mundo, han demostrado que la composición típica elemental de las fracciones de asfaltenos precipitadas por n-pentano y n-heptano poseen cantidad de carbono

e hidrógeno que varían sólo en un pequeño rango: 82 ± 3 % en peso para el carbono y 8,1 ± 0,7 % en peso para el hidrógeno. Esto indica que la relación atómica H/C es bastante constante: 1,15 ± 0,05, lo que sugiere entonces que los asfaltenos tienen una composición definida. Además, las relaciones H/C encontradas en los asfaltenos precipitados con nheptano son menores a la de los asfaltenos precipitados con n-pentano, lo que sugiere un alto grado de aromaticidad en los asfaltenos precipitados con n-heptano. Estos últimos contienen una alta proporción de heteroátomos, lo cual es indicado debido a las altas relaciones N/C, O/C y S/C. Solubilidad de los Asfaltenos Los asfaltenos se encuentran entre las fracciones más pesadas y polares del petróleo, de esta definición se desprende que éstos representan una clase de solubilidad, es decir, son solubles en solventes aromáticos e insolubles en parafinas lineales, los cuales son considerados como  precipitantes de los mismos. Desde este punto de vista, es posible definir los asfaltenos en forma diferente, dependiendo de la parafina que se utilice para precipitarlos del crudo así que se tiene: asfaltenos al pentano, asfaltenos al hexano, al heptano, etc. Estudios realizados demostraron que la cantidad de precipitado es mayor a medida que disminuye el número de carbonos del agente precipitante y también que a partir del nheptano, la cantidad precipitada presenta muy pocas diferencias con respecto a los n-alcanos más pesados, indicando esto que sólo los componentes más polares y, por lo tanto, más insolubles, precipitan con n-heptano. Este comportamiento se ilustra a continuación:

F igura 6. Efecto del número de carbonos del agente precipitante sobre la cantidad de componentes insolubles. Como se ha señalado, el porcentaje de material orgánico insoluble que puede ser precipitado del crudo o de crudos extrapesado, está estrechamente relacionado con los diferentes solventes utilizados para su precipitación. De esta manera se ha determinado que el uso de cadenas lineales y ramificadas u olefinas causan importantes variaciones en el porcentaje de asfaltenos obtenido (superior al 15%). Así mismo, las cicloparafinas tienen un efecto muy marcado sobre el asfalteno precipitado y se obtienen resultados totalmente diferentes a los que se obtienen utilizando cualquier otro solvente hidrocarburo no aromático. Por ejemplo, cuando el ciclopentano, ciclohexano o sus metil-derivados son empleados como agentes precipitantes, sólo alrededor del 1,0% del

 bitumen permanece insoluble. Esto hace que el poder solvente de estos hidrocarburos caiga dentro del área del poder solvente de los aromáticos. Precipitación de Asfaltenos La precipitación de asfaltenos se refiere al fenómeno mediante el cual un crudo determinado,  bajo ciertas condiciones de presión, temperatura, composición y régimen de flujo, se separa en una o dos fases fluidas de grandes proporciones (gas y/o líquido) y en una fase sólida insoluble de menor tamaño, constituida principalmente por los asfaltenos. Los principales factores físicos que afectan la solubilidad de los asfaltenos en los crudos son los cambios de  presión, temperatura, composición del crudo y cargas eléctricas que poseen los asfaltenos. Estos pueden depositarse tanto en el yacimiento, como en la tubería de producción o ser llevados a los equipos de superficie a través de las líneas de flujo. El mecanismo de floculación y precipitación de los asfaltenos puede observarse en la siguiente figura

F igura 7. Proceso de floculación y precipitación de los asfaltenos. Los parámetros que influyen en la precipitación de asfaltenos son: Cambios de Composición en los Fluidos del Yacimiento La composición de los fluidos del yacimiento cambiará como consecuencia del agotamiento normal durante la etapa de producción primaria del mismo. Esto resultará en una pérdida de los componentes livianos del petróleo causando un descenso de la relación gas-petróleo (RGP) y un incremento en la densidad de los fluidos. Como regla general, estos efectos reducen la tendencia de precipitación de asfaltenos de los fluidos del yacimiento. Esto es  porque tanto el gas como los asfaltenos compiten por la solvencia en el petróleo y cuando éste pierde sus fracciones ligeras, más asfaltenos pueden ir en solución. Consecuentemente, como los yacimientos en producción disminuyen su presión y el crudo se hace más pesado, los problemas de asfaltenos deberían disminuir. Por tal motivo, es importante conocer la composición del crudo, para así determinar la cantidad de hidrocarburos saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos que posee el mismo, ya que tanto los saturados como los asfaltenos promueven la precipitación, mientras que las fracciones aromáticas y las resinas la evitan. Debido a esto, se debe realizar una caracterización detallada de los fluidos del yacimiento para determinar la composición del  petróleo y definir los parámetros que promueven la precipitación de asfaltenos. Entre estos  parámetros están la proporción de cada fracción del crudo y el porcentaje de cada uno de ellos.

Esta caracterización fue realizada por INTEVEP a 30 muestras de crudos de diferentes campos venezolanos y cuyos resultados se encuentran graficados en la Figura 8, en la cual se destaca la influencia de las diferentes fracciones del petróleo sobre la estabilidad del mismo. En esta figura se observa que crudos con alto contenido de hidrocarburos saturados,  pocas resinas e hidrocarburos aromáticos tendrán mayores probabilidades de precipitación de asfaltenos que crudos con pequeñas cantidades de hidrocarburos saturados. Este tipo de caracterización se conoce con el nombre de Análisis SARA (determinación del porcentaje de hidrocarburos Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfaltenos presentes en el crudo), la cual es realizada continuamente por INTEVEP.

F igura 8. Efecto de la composición sobre la estabilidad de diversos crudos venezolanos.  Análisis SARA. El porcentaje de asfaltenos presentes en el petróleo es un indicativo de la probabilidad de  precipitación en el sistema, por tal razón, la determinación del contenido de éstos en los laboratorios de campo, se realizan como una medida del control de la precipitación. Esta determinación se hace a través de la Norma API IP-143, la cual es aplicable a cualquier tipo de crudo y permite determinar la segregación del mismo. Efectos de la Temperatura La solubilidad de los asfaltenos en los crudos es influenciada por la temperatura. Las situaciones más importantes generadas por los cambios en la temperatura son:

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Efectos de enfriamiento producido por el gas en expansión a través de un orificio o restricción. Enfriamiento resultante de la expansión del gas que obliga al petróleo a que atraviese la formación hasta el pozo y lo sube hasta la superficie. Enfriamiento producido por la pérdida de calor, irradiado a las formaciones circundantes, por el petróleo y el gas a medida que fluyen desde el fondo del pozo hasta la superficie. Enfriamiento producido por la liberación de gases disueltos de la solución. Cambios en la temperatura producidos por intrusión de agua. Cambios en la temperatura resultantes de la evaporación de los constituyentes más livianos.

En ciertos crudos, un aumento de la temperatura parece favorecer la dispersión de asfaltenos, mientras que en otros, ocurre una disminución de la solubilidad. Por lo tanto, no se puede generalizar sobre el efecto de la temperatura en la floculación de asfaltenos. Efectos de la Presión En 1984, Hirschberg y colaboradores desarrollaron un modelo termodinámico bajo condiciones de equilibrio, mediante el cual se puede determinar el comportamiento de los asfaltenos con la presión. Este comportamiento es ilustrado en la Figura 9. El perfil de la curva generalmente es el mismo para cualquier tipo de crudo asfalténico y se conoce como curva de dispersión o gaviota, y la misma es construida a partir de estudios de laboratorio, en celdas destinada para tal fin. Esta curva permite establecer las siguientes afirmaciones: 

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Inicialmente la cantidad de asfaltenos solubles es máxima cuando la presión, de la celda que simula el yacimiento, está por encima del punto de burbujeo (Pb) y se aproxima a su equilibrio natural y original en el yacimiento. A medida que la presión disminuye, ocurre lo mismo con la solubilidad de los asfaltenos como consecuencia de la expansión de los componentes livianos del crudo, los cuales alteran el equilibrio original de la solución. La solubilidad de los asfaltenos en el crudo tiene un valor mínimo a la presión de  burbuja, ya que se producen cambios en la composición del crudo. Por debajo del punto de burbujeo, aparece una capa de gas libre que constituyen los componentes más livianos, los cuales son los causantes directos de la precipitación;  por lo que si la presión llegara hasta este punto, a nivel de la celda de laboratorio, el crudo es capaz de redisolver en su seno al asfalteno que floculó, es decir, el proceso de floculación se revierte y parte del asfalteno precipitado es redisuelto por el crudo.

F igura 9. Efecto de la presión sobre la floculación de asfaltenos. En otras palabras, Hirschberg y colaboradores demostraron que para una temperatura y composición constante, existe un valor de presión a partir del cual se inicia la floculación de asfaltenos, el cual es conocido como “Onset” o “Umbral de Floculación”. Así, en la Figura 9, la cual representa una curva típica de floculación, asfaltenos dispersos vs presión, se puede observar que para este tipo de sistemas existen dos umbrales de floculación, un “umbral superior” y un “umbral inferior”, que se en cuentran a valores de presión superior e inferior a

la presión de burbuja, respectivamente. Esta curva presenta un mínimo, el cual corresponde a la máxima floculación y/o precipitación de asfaltenos para una composición y temperatura definida. Efecto de la Viscosidad La viscosidad del petróleo es una medida de la resistencia al flujo que ejerce el fluido al fluir y usualmente se expresa en unidades de centipoise (cps). Ésta, en comparación con otras  propiedades del líquido, es afectada tanto por la presión como por la temperatura. Un aumento en la temperatura causa una disminución en la viscosidad. Una disminución en la  presión causa una disminución en la viscosidad. Adicionalmente, existe un tercer parámetro que afecta la viscosidad, una disminución en la cantidad de gas en solución en el líquido, ya que éste es función directa de la presión. Estudios previos de depositación de asfaltenos en tuberías de producción demostraron que la depositación ocurre alrededor del punto de burbuja del crudo (según Hirschberg), por lo que se espera que la máxima precipitación de asfaltenos debe ocurrir a viscosidades cercanas a la  presión de burbuja. Por otra parte, se tiene que en crudos pesados en comparación con los medianos y livianos, la alta viscosidad impide la formación de depósitos, por ser menos  probable la agrupación de los flóculos, la cual es atribuida a la alta resistencia molecular que debe ser vencida, siendo más probable la depositación de asfaltenos en crudos medianos y livianos. Inyección de Fluidos Con frecuencia, los yacimientos se encuentran sometidos a procesos de recuperación secundaria, como la inyección de un fluido miscible (etano, dióxido de carbono, gas natural, etc.), para el desplazamiento del petróleo residual. La miscibilidad del solvente con el crudo del yacimiento es una propiedad que también puede llevar a la precipitación de asfaltenos dentro de la matriz del yacimiento y depositarse dentro de la roca. La mayoría de los solventes miscibles tienen el potencial de causar la floculación de asfaltenos. Como cada vez más los solventes se disuelven dentro del crudo, el problema de asfaltenos generalmente tiende a aumentar a medida que avanza el proceso de inyección en el tiempo. Efectos Electrocinéticos El potencial generado durante el flujo de petróleo a través de los poros del yacimiento o por la tubería de producción puede ayudar a la floculación de asfaltenos por electro-deposición. Los problemas de asfaltenos serán mayores en las vecindades del pozo donde la velocidad es más alta. Para reducir la deposición por efectos eletrocinéticos, la velocidad de los fluidos en el yacimiento debe ser llevada a un mínimo. Las grandes caídas de presión deben ser evitadas ya que éstas resultan en altas velocidades del fluido en la formación y en los pozos. Para crudos asfalténicos, los pozos deben ser limpiados después de períodos de cierre o workovers. La tasa de flujo debe ser pequeña durante las etapas iniciales de producción y además, evitar las aperturas excesivas de los reductores de superficie, ya que esto promueve la floculación y depositación de asfaltenos. Otros factores Hay evidencia de que cualquier sólido suspendido en el crudo (finos de arcilla o minerales, limaduras de metales, sedimentos, grava, etc.) a menudo favorecen la precipitación de asfaltenos. Estas pequeñas partículas, suspendidas en el crudo, pueden servir de núcleos o “sitios de nucleación” que promueven la adhesión de las partículas de asfaltenos, formándose

así grandes cadenas de moléculas o partículas que tienden a precipitar más rápidamente de la solución de crudo. Este efecto ocurre, sobretodo, a nivel de las perforaciones y por supuesto

será más marcado a nivel de las tuberías donde las rugosidades internas también representan “sitios de nucleación” para otros compuestos.

Metodos de Remoción de Asfaltenos Los pozos parcial o completamente taponados con depósitos de asfaltenos pueden ser limpiados usando diversos métodos: Métodos Mecánicos Estos métodos involucran raspados mecánicos y limpieza de los depósitos dentro del pozo. Un método común es el de usar equipos de guaya fina, el cual resulta lento y costoso,  particularmente si la acumulación de asfaltenos es larga y dura. Otra técnica es la de usar una unidad de coiled tubing para remover el taponamiento con hidráulica, pero las limitaciones  por presión pueden hacer de la limpieza un método difícil. Otro método es aplicar presión y crear un diferencial de presión a través del taponamiento para desalojar los depósitos. El método mecánico a utilizar depende de las condiciones de la tubería y del taponamiento. Limpieza Química Cuando las técnicas de remoción mecánica son insuficientes o no realizables, pueden usarse métodos de limpieza con químicos. Numerosos solventes, aditivos y químicos comerciales están disponibles por muchas compañías para disolver depósitos de asfaltenos. Tratamientos con solventes, en circulación normal o inversa con crudos calientes han sido probados con resultados mixtos. Los hidrocarburos solventes, como por ejemplo tolueno, xileno y otros solventes como la piridina y el disulfuro de carbono son efectivos en la disolución de asfaltenos pero tienen valores límites por sus costos, consideraciones de seguridad, etc. Ellos también presentan riesgos de explosión y fuego por sus bajos puntos de inflamación y puede también crear problemas de corrosión. Este tipo de método de limpieza puede crear  problemas de manejo y disposición, específicamente en operaciones costa afuera, donde la solución crudo/asfalteno/solvente requieren disposiciones cuidadosas. Los procedimientos de limpieza son generalmente diseñados para adaptarse a un pozo en particular. En algunos casos, la inyección de solventes químicos (para suavizar el depósito) puede estar seguida de raspado mecánico. En cualquier caso, la limpieza de depósitos de asfaltenos es invariablemente costosa e involucra resolver numerosos problemas. Manipulación de Presión, Temperatura y Tasa de Flujo Una de las vías para prevenir o reducir la depositación de asfaltenos en los pozos es la de supervisar la presión de operación, temperatura y/o tasa de producción, para evitar las condiciones en las que tenga lugar la precipitación de asfaltenos. Un método es usar aislante de los fluidos en el anular para evitar las pérdidas excesivas de calor y mantener la temperatura de los fluidos. Aditivos Resinosos En algunos casos, el añadir aditivos resinosos ha prevenido o reducido la precipitación de asfaltenos. Sin embargo, este método no ha sido muy común, ya que necesitan que se realicen muchos preparativos para que la aplicación exitosa pueda ser hecha. A continuación se presenta la metodología de identificación y análisis de la problemática de asfaltenos en los crudos actualmente utilizada, esquematizada en la siguiente figura:

F igura 10. Esquema general para tratamiento de asfaltenos. Problemas ocasionados por deposición de Asfaltenos y métodos de prevención y control de la precipitación. Desde el punto de vista de producción, la precipitación de asfaltenos puede ocurrir en:    

Instalaciones de superficie. Tubería de producción. Cara de la formación. Yacimiento.

Taponamiento de las instalaciones de superficie En las instalaciones de superficie, el problema de precipitación de asfaltenos ocurre  principalmente en las estaciones de flujo y en las instalaciones y equipos corriente aguas abajo de las mismas, asociadas a los sistemas de manejo, transporte y compresión de las corrientes de gas. Cuando la precipitación ocurre en forma masiva, las filiales operadoras deben tomar medidas correctivas que consisten fundamentalmente en paradas totales o parciales de las plantas y equipos afectados, a fin de realizar la limpieza de los mismos mediante métodos mecánicos y utilización de solventes. En el Norte de Monagas, por ejemplo, los pulmones de los gasductos han sufrido taponamientos por depósitos de asfaltenos, lo que ha obligado a realizar la limpieza de los mismos por medios mecánicos. Estudios relacionados al tema, han determinado que la presencia de asfaltenos en los sistemas de compresión, transporte y manejo del gas se debe fundamentalmente al arrastre de líquidos  por las corrientes de gas en las estaciones de separación. De esta forma, los asfaltenos y otros componentes de alto peso molecular contenidos en el líquido arrastrado, entraban en los sistemas de gas y precipitaban entonces corriente aguas abajo cuando las condiciones de  presión, temperatura y composición así lo determinaban. En la Figura 11, se presentan en forma esquemática los métodos utilizados y recomendados en este caso.

F igura 11. Métodos de prevención y control de precipitación a nivel de las instalaciones de superficie. Taponamiento en la Tubería de Producción El petróleo, en su viaje a través de la tubería de producción, sufre cambios simultáneos de  presión (P) y temperatura (T) a medida que fluye desde el yacimiento hasta la superficie. Dependiendo de la composición del crudo, la disminución de presión y temperatura pueden ocasionar que el crudo a condiciones de yacimiento, se separe en dos y hasta tres fases (gaslíquidos o gas-líquido-sólido), mientras el mismo se encuentra todavía fluyendo en la tubería de producción. Lo anterior se ilustra en la Figura 12, en la que se muestra un diagrama de fases P-T característico de un crudo que presenta precipitación de sólidos. En este diagrama, se pueden identificar cuatro zonas: Zona 1: Ubicada por encima del umbral superior de precipitación en la cual, a cualquier  presión y temperatura, el crudo existirá siempre como fase líquida. Zona 2: Comprendida entre el umbral superior de precipitación y la curva de puntos de  burbuja, donde coexistirán una fase sólida y una fase líquida en equilibrio. Zona 3: Comprendida entre la curva de burbujeo y el umbral inferior de precipitación, donde existen simultáneamente una fase gaseosa, una fase liquida y una fase sólida. Zona 4: Ubicada por debajo del umbral inferior de precipitación, donde la fase sólida desaparecerá y a estas condiciones sólo quedarán la fase gaseosa y la fase líquida en equilibrio. En la Figura 12, también se muestra la trayectoria de los fluidos del yacimiento a medida que fluyen hacia la superficie.

F igura 12. Diagramas de fases característico de un crudo que presenta precipitación de asfaltenos. El punto (A) corresponde a las condiciones de presión y temperatura del yacimiento, lejos del pozo. Entre los puntos (A) y (B) hay una caída de presión, a temperatura constante, correspondiente al flujo de fluidos desde el yacimiento hasta el fondo del pozo, a través de la formación y las perforaciones del mismo. A partir del punto (B), los fluidos empieza a subir por la tubería de producción, en la que se registran presiones cada vez menores, fundamentalmente debido a la disminución de la columna hidrostática. La temperatura también disminuye a partir de este punto en virtud de las pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes las cuales, por estar a menor profundidad que el yacimiento, se encuentran a menor temperatura que los fluidos que pasan por la tubería. A partir del punto (C), correspondiente a la profundidad del pozo a la cual la presión y la temperatura se encuentran sobre la curva superior de precipitación (umbral de precipitación) se empezarán a formar flóculos de sólidos, algunos de los cuales serán transportados hacia la superficie por los fluidos de producción. Otros, debido a los remolinos característicos del flujo turbulento, se moverán desde el seno del fluido hacia las paredes de las tuberías donde, en virtud de las fuerzas interfaciales podrán adherirse, acumularse y eventualmente, producir taponamientos  parciales o totales. La relación entre la cantidad de los flóculos que se adhieren a la pared y la cantidad de los que son transportados por los fluidos, dependerá tanto de las condiciones de presión y temperatura como del régimen de flujo en la tubería, caracterizado por el  Número de Reynolds. En el punto (D) se empezará a formar la fase gaseosa, y es en este momento cuando la cantidad de fase sólida en equilibrio generalmente alcanza un máximo. A partir de este punto, la temperatura disminuye más drásticamente debido al enfriamiento adicional causado por la formación de un volumen cada vez mayor de fase gaseosa.

La formación de una fase gaseosa no reviste mayores consecuencias y es una ocurrencia rutinaria en la explotación de yacimientos. La formación de una fase sólida, por el contrario,  puede causar serios problemas desde un punto de vista económico, ya que se conoce de un número alto de casos en los que los taponamientos ocasionados por la presencia de una fase sólida han producido pérdidas parciales y, en algunos casos, pérdidas totales de producción de los pozos.

En la Figura 13 se muestran, en forma esquemática, las acciones tanto correctivas como  preventivas que se deben tomar cuando ocurre un problema de esta naturaleza.

F igura 13. Métodos de prevención y control de la precipitación a nivel de tubería de  producción.

Taponamiento en la cara de la formación Uno de los sitios donde es más susceptible y a la vez más grave que ocurra la precipitación de asfaltenos es en la zona del yacimiento adyacente al fondo del pozo. En esta zona suceden las mayores caídas de presión en el yacimiento, por lo que, a menos que se tomen  precauciones estrictas al respecto, en este sitio se pueden alcanzar condiciones por debajo del umbral superior de precipitación. Como en esta zona el área de flujo es pequeña, sólo una  pequeña cantidad de los flóculos es transportada por los fluidos hasta la tubería del pozo, mientras que la mayor parte se adhiere a la roca o se retiene en las gargantas de los poros ocasionando el taponamiento de la formación. Cuando esto sucede es necesario realizar un trabajo de fracturamiento hidráulico o una estimulación química con un tratamiento que elimine los depósitos.

F igura 14. Métodos de prevención y control de la precipitación a nivel de la cara de la  formación.

Taponamiento en el yacimiento Una vez que la precipitación de asfaltenos ha ocurrido en el yacimiento, lejos del pozo,  prácticamente no existe ninguna medida correctiva viable, tal como se especifica en la Figura 15. Sin embargo, a este nivel el problema es relativamente menos grave que cuando sucede en la cara de la formación, ya que lejos del pozo, el área de flujo es mucho mayor y las velocidades son mucho más bajas. En el yacimiento, la medida preventiva viable consiste en mantener la presión de la formación  por encima del umbral de floculación, mediante la inyección de fluidos que sustituya al crudo  producido. Para implementar el proyecto de inyección se recomienda realizar estudios que permitan la determinación experimental de curvas de dispersión, a fin de determinar el umbral de  precipitación a la temperatura de yacimiento. Mediante estos estudios se debe también determinar la compatibilidad de los fluidos inyectados, ya que dependiendo de la composición de los mismos, la precipitación se pudiera inducir en lugar de prevenirse.

F igura 15. Métodos de prevención y control de precipitación a nivel de yacimiento. Deposición de Asfaltenos en condiciones estáticas en equilibrio A continuación se presentan seis (6) casos de predicción (a nivel de laboratorio y a partir del modelaje termodinámico) del comportamiento de crudos asfalténicos de un pozo productor en cuanto a su posible deposición, en los cuales no se toma en cuenta la influencia de la temperatura y se asume condiciones estáticas en equilibrio. Para ello debe conocerse  previamente la presión de burbujeo del crudo y la presión crítica de precipitación asfaltenos o presión real a la cual comienza la precipitación de los mismos. Caso No. 1 Cuando la presión de cabezal es mayor a la presión crítica de floculación: La floculación y deposición de asfaltenos podría ocurrir en las facilidades de superficie (Ej. separador, líneas, etc.). Caso No. 2 Cuando la presión de fondo fluyente es mayor a la presión crítica de floculación y además, la presión de cabezal esta entre la presión de burbujeo y la presión crítica de floculación: La floculación y deposición de asfaltenos podría ocurrir en la tubería de producción y en las facilidades de superficie. La profundidad donde ocurre la deposición depende del perfil de  presión en la tubería.

Caso No. 3 Cuando la presión de fondo fluyente es mayor a la presión crítica de floculación y además, la presión de cabezal es menor a la presión de burbujeo: La floculación y deposición de asfaltenos podría ocurrir en la tubería de producción. La profundidad del taponamiento dependerá del perfil de presiones. Caso No. 4 Cuando la presión de fondo fluyente se encuentra entre la presión de burbujeo y la presión crítica de floculación y además, la presión de cabezal es menor a la presión de burbujeo: La floculación y posible taponamiento podría ocurrir en el yacimiento, en la vecindad del pozo y en la tubería. Caso No. 5 Cuando la presión de fondo fluyente es menor a la presión de burbujeo: La floculación y  posible taponamiento podría ocurrir en el yacimiento y en la vecindad del pozo. Caso No. 6  Cuando la presión de fondo fluyente es mucho menor a la presión de burbujeo y además, la  presión de yacimiento es menor a la presión de burbujeo: La floculación y posible deposición de los asfaltenos podría ocurrir en el yacimiento lejos del pozo. Deposición de Asfaltenos en condiciones dinámicas Para que la deposición de asfaltenos ocurra en el yacimiento o en la tubería bajo condiciones dinámicas, además de tomar en cuenta las condiciones de presión anteriormente descritas, se deben cumplir los siguientes aspectos: 







El contenido de asfaltenos en el crudo debe ser mayor que la solubilidad de asfaltenos, generalmente a la presión de burbujeo (sistemas en desequilibrio). La cinética de deposición debe ser favorable y la tasa de deposición debe ser suficientemente rápida para permitir la formación del depósito en condiciones dinámicas. La velocidad del crudo tiene que ser suficientemente baja para que permita la adherencia de las partículas asfalténicas y su consiguiente deposición. La condición de la superficie de adsorción (tubería o roca) tiene que ser favorable  para permitir adherencia a ellas (condiciones de humectabilidad).

Para que un pozo produzca con alto contenido de asfaltenos, sin depositar el mismo en el yacimiento o en la vecindad del pozo, la presión de fondo fluyente tiene que ser mayor que la presión crítica de floculación. Sin embargo, esto origina depósitos de asfaltenos en la tubería y/o en las facilidades de superficie.

Conceptos básicos de Geoestadística Marcelo Madrid Hace 4 años Geoestadística

El reservorio es un cuerpo que posee una forma definida en el espacio, con  propiedades petrofísicas en general definidas y un contenido de fluidos en su espacio poral que solo cambia con la  producción. Es imposible modelar exactamente la forma del reservorio a  partir de la limitación tecnológica que  presentan los métodos de adquisición directa o indirecta de datos del mismo. Por otra parte los modelos de simulación determinísticos que reproducen los fenómenos geológicos responsables de la formación del reservorio, están en una etapa primitiva y en general, son solo aproximaciones muy esquemáticas de la realidad. Por lo tanto, para describir un reservorio solo se dispone de observaciones puntuales (pozos) y muestreos continuos espacialmente pero escasos de resolución (sísmica 3D). Ante esta situación la única manera posible de aproximarnos al conocimiento de la forma del reservorio y sus propiedades es a través del planteo de modelos estocásticos no puros (regionalizados) que son formalizados por la Geoestadística. En principio, la caracterización de reservorios será mas precisa cuanto mas información se involucre en la misma. En la práctica se presentan varios problemas cuando intentamos usar datos de distintas fuentes. Brevemente podemos resumir estos problemas como: -No toda la información está disponible al mismo tiempo (por ejemplo en un campo descubierto recientemente la historia de producción no es un dato relevante). -La calidad de los datos de distinta fuente puede ser diferente (por ejemplo el dato sísmico ofrece continuidad areal de la información, pero es un dato indirecto que se utiliza luego de un proceso de interpretación que agrega incertidumbre; por otro lado las mediciones de  porosidad sobre coronas constituyen un dato muy preciso con un escaso margen de error,  pero de carácter puntual). -La información de distintas fuentes puede tener problemas de escala. este fenómeno es conocido como “efecto de soporte” (por ejemplo la permeabilidad medida en coronas o la

calculada con un ensayo de formación representan distintas escalas de la propiedad física). Un problema relacionado es la resolución de los datos de distintas fuentes (por ejemplo la traza sísmica tiene una resolución en el orden de pocas decenas de metros, mientras que las mediciones sobre coronas tienen una resolución de pocos centímetros). -Algunos datos son cualitativos y no cuantitativos (por ejemplo los elementos descriptivos de las facies y la litología). -Falta de unicidad del problema inverso (por ejemplo, dada una descripción del reservorio, con un modelo diferencial es posible predecir el comportamiento de la producción, sin embargo dada la producción histórica es posible formular mas de un modelo de reservorio con dicha producción). Estas limitaciones hacen que todos los métodos de descripción de reservorios utilicen solo una parte de la información disponible. Si bien, los métodos geoestadísticos presentan mejoras notables sobre los tradicionales, no resuelven estos problemas definitivamente. La heterogeneidad del reservorio y el rol de la Geoestadística

La heterogeneidad se define como la variación de una propiedad en función de su ubicación en el espacio, por ejemplo la porosidad se puede escribir como: Por lo que en el caso general es necesario estimar un valor de porosidad para cada punto en el plano o volumen del reservorio. La heterogeneidad a su vez, depende de la escala de medición, y pueden ser del tipo: -heterogeneidad microscópica: por ejemplo distribución de poros y granos. -heterogeneidad macroscópica: porosidad, permeabilidad, saturación etc., en general mediciones a nivel coronas. -heterogeneidad megascópica: porosidad, permeabilidad, saturación etc., en general mediciones a nivel registros eléctricos o escala de bloques dentro de un reservorio. Estas distintas escalas de heterogeneidad tienen distinto efecto de soporte sobre la descripción, es decir que para realizar una caracterización de reservorios precisa es necesario tener en cuenta estos aspectos. En un modelo clásico de capas se asumen valores de porosidad  promedio para cada punto del plano, es decir que no se consideran heterogeneidades micro ni macroscópicas que ocurren en el intervalo (espesor) que define a la capa. En la descripción de reservorios se trabaja con información discreta, luego para realizar un modelo de reservorios es necesario algún tipo de interpolación o estimación de  puntos intermedios (en general los nodos de una grilla). La Geoestadística permitirá definir el modelo mas  probable a la luz de los datos disponibles, ya que por definición es el único método que considera el comportamiento espacial intrínseco de cada variable analizada. Definición La Geoestadística es rama de las ciencias matemáticas que estudia el comportamiento de datos temporal o espacialmente correlacionados1. A diferencia de las Estadística clásica que estudia fenómenos aleatorios a partir de observaciones independientes (como las sucesivas tiradas de un dado no cargado), la Geoestadística estudia fenómenos regionalizados a partir de observaciones relacionadas por una función de proximidad. Por ejemplo, el espesor de una unidad estratigráfica en un punto tiende a tener alta correlación o similitud con los espesores medidos en puntos cercanos y baja correlación con posiciones alejadas. Mas precisamente, la Geoestadística tiene el objetivo de estimar valores esperados y distribuciones de probabilidad en zonas no muestreadas del reservorio. Estas dos estimaciones se realizan a través de la resolución de un conjunto de ecuaciones que involucran la optimización de parámetros que dependen de cada problema en particular (tipo de variable analizada y distribución espacial de los datos). El criterio de optimización más utilizado en la Geoestadística es el estimador insesgado de mínima varianza, también llamado estimador de Kriging; que esencialmente consiste en minimizar la varianza de estimación en el punto no muestreado. Finalmente, la Geoestadística permite obtener dos productos finales: •Mapa (Geoestadística 2D) o Volumen (Geoestadística 3D) de valores esperados.

• Distribución local de frecuencias en cada punto del plano o del espacio.

El primero es utilizado para el modelado espacial del reservorio mientras que el segundo  permite analizar el comportamiento probabilístico y de riesgo del mismo, por medio de la cuantificación de la incertidumbre asociada en cada punto del entorno analizado. Variables Regionalizadas Un concepto clave en Geoestadística es el de variable regionalizada, que posee propiedades intermedias entre una variable completamente aleatoria y una completamente determinística. A modo de definición una variable regionalizada es una variable aleatoria cuya realización depende de la posición. Ejemplos típicos de variables regionalizadas son la elevación topográfica de algún terreno, el perfil de pozo registrado con alguna herramienta de sondeo, etc. En contraposición con una variable totalmente aleatoria, una variable regionalizada tiene cierta correlación punto a punto, pero estos cambios son tan complejos que no pueden ser descriptos por una función determinística. Soporte Una variable regionalizada es espacialmente continua, sin embargo en la práctica se dispone de muestras puntuales tomadas en lugares específicos, por ejemplo en los pozos. El tamaño, forma, orientación y distribución espacial de estas muestras se conoce con el nombre de soporte de la variable regionalizada, si por alguna razón cambia, entonces la variable regionalizada también lo hace. Si el muestreo es denso e importante estas variaciones serán mas imperceptibles, aproximándonos al modelo intrínseco que gobierna la distribución espacial de esa variable (ley de los grandes números).

nyección de gas caliente como sistema levantamiento artificial en pozos de crudo pesado Steve Marfissi Hace 4 años Producción

El artículo describe los resultados de la utilización de gas de levantamiento previamente calentado (250 @ 320 ºF), para pozos que producen crudo pesado (ºAPI 12), basándose en las experiencias obtenidas en una prueba piloto realizada en un pozo perteneciente al Campo

Pilón, Distrito Morichal, Venezuela. Los resultados obtenidos en un pozo en gas lift con una gravedad API de yacimiento de 12º, producto de la inyección del gas caliente a través de una completación con tubería concéntrica, se pueden resumir en un incremento en la producción de 520 @ 817 BNPD (57%), utilizando la misma tasa de inyección de gas (400 MPCND). Con el sistema de tuberías concéntricas, se logra incrementar la eficiencia en la transferencia de calor, dado que el mismo fluye desde la tubería de inyección de gas hacia el crudo que circula por el anular (fluido en contra corriente). El principio del sistema de levantamiento con tubería concéntrica se basa en inyectar gas caliente a través de una tubería de 2-3/8 pulgadas la cual lleva insertada una pieza especial  para la inyección al final de la tubería, esta tubería está colocada dentro de una tubería de  producción de 4 ½ pulgadas, y el fluido es producido a superficie a través del anular creado entre el diámetro interno de la tubería de 4 ½ pulgadas y el diámetro externo de la tubería de 2-3/8 pulgadas. La aplicación de este sistema cobra especial interés en campos que producen crudos pesados, mediante el método de levantamiento artificial por gas. Asimismo, la inyección de gas caliente para fines de levantamiento es una opción competitiva para aumentar la producción en pozos pesados, permite incrementar la eficiencia del levantamiento y se reducen los costos de producción del barril de petróleo.

Introducción El Distrito Morichal está conformado por las Áreas de Pesado y Extrapesado, con los campos Pilón, Jobo, Morichal y Cerro Negro. Los Campos Morichal y Jobo tienen el crudo más  pesado (8.5º - 11º API) y Pilón tiene el crudo más liviano (11.5º - 14º API). El estudio fue enfocado en el campo Pilón. En el campo Pilón existen un gran número de pozos gas lift que se encuentran inactivos por presentar daños en el revestidor de producción y con el sistema convencional de inyección de gas por el anular no pueden mantenerse activos, en este caso es necesario utilizar una completación con tuberías concéntricas, el cual consiste en bajar una tubería de 2-3/8 pulgadas dentro de una tubería de producción de 4 ½ pulgadas, aislando de esta forma la zona donde se encuentra el hueco en el revestidor. De esta manera se inyecta el gas a través de la tubería de 2-3/8 pulgadas y el crudo es producido por el anular creado entre el diámetro interno de la tubería de 4 ½” y la tubería de 2 -3/8 pulgadas. Estas áreas tienen características específicas que hacen de la extracción de petróleo un proceso complejo, debido a su alta viscosidad, lo que genera resistencia al flujo a través del sistema de  producción integrado (desde el medio poroso a las líneas de flujo). Con el fin de mejorar la  producción y disminuir la viscosidad del crudo, se evaluó la aplicación de inyección de gas caliente como sistema de levantamiento artificial utilizando una completación de tuberías concéntricas en un pozo de crudo pesado en el campo Pilón del Distrito Morichal, en el cual se logró un incremento en la producción del mismo por encima del 50%. Descripción del yacimiento La siguiente tabla muestra la información básica del pozo donde fue desarrollada la evaluación con la inyección de gas caliente: Gravedad del crudo (°API) = 12 Presión de yacimiento (psi) = 1250 Temperatura de yacimiento, Tr (°F) = 130 Espesar de la arena productora (ft) = 40

Porosidad (%) = 26 Permeabilidad (darcy) = 2-3 Viscosidad a Tr (cp) = 800 Agua y Sedimento (BSW) = 45% Existen dos puntos importantes que mencionar acerca del sistema de gas lift en el campo Pilón. El primero, este campo ha sido explotado durante más de 50 años usando gas lift y el segundo, el incremento de la Relación Gas-Petróleo ha hecho difícil el uso de otro sistema de levantamiento artificial.

El problema y la solución Las condiciones de corrosión asociadas al incremento en el corte de agua y el contenido de CO2 han causado daños en la tubería de producción durante los últimos años. Significativos reemplazos de la tubería de producción ha sido necesarios, con la finalidad de mantener las condiciones de producción de los pozos en el campo Pilón. Con el daño en el revestidor, los  pozos no pueden producir porque el gas pasa a través de los huecos en el revestidor y no llega con la suficiente presión a la válvula operadora, por lo tanto el petróleo no puede ser levantado desde el fondo hasta la superficie. La solución consiste en la bajada de una tubería de menor diámetro (con una nariz de inyección al final) para inyectar el gas de levantamiento, dentro de la tubería de producción. Los fluidos son producidos a la superficie a través del anular creado entre la tubería de menor diámetro y la tubería de producción respectivamente. El apéndice muestra el esquema de completación del pozo, donde se observa el diseño utilizado, con el aislamiento del anular usando una empacadura. Efecto de la transferencia de calor en el crudo pesado por análisis numérico. En vista de la evidente importancia que tiene la temperatura como variable a considerar en la producción de un pozo, especialmente en crudo pesado, se evaluó el efecto de incrementar la temperatura de inyección del gas de levantamiento. Para lograr esto, se propuso calentar el gas de levantamiento (210°F) lo más cercano al pozo, el cual es productor de crudo pesado de 12 °API y posee una completación con inyección de gas con tuberías concéntricas. Con el sistema de tuberías concéntricas, se podrá incrementar la eficiencia en la transferencia de calor, dado que el mismo fluye desde la tubería de inyección de gas hacia el crudo que circula  por el anular (fluido en contra corriente). Debido a que el gas viaja en contra flujo con el crudo que viene ascendiendo por el espacio anular, el efecto es convertir al espacio anular en un gran intercambiador de calor, permitiendo reducir la viscosidad del crudo producido con un incremento en la producción del pozo. Para el cálculo de todas ecuaciones para la transferencia de calor involucrada en el sistema, se diseño una hoja de cálculo que permitió estimar la distribución de temperatura del fluido inyectado a lo largo de la tubería, al igual que la entalpía (contenido de calor) a cada  profundidad, y de allí las pérdidas de calor. La finalidad de estos cálculos es determinar si en el punto de inyección de gas, el mismo llegará a las condiciones de calentamiento y estimar cuanto sería la pérdida de temperatura a lo largo de la tubería de inyección. Las gráficas generadas a través de la hoja de cálculo aportan información importante para predecir el comportamiento de producción con la aplicación de inyección de gas caliente mediante el análisis nodal.

Campo Pilon Geometría del Pozo Vertical Tubería de producción, pulg 4 ½ Tubería de inyección de gas, pulg 2 3/8 Temperatura de superficie, °F 90 Cp gas, J/Kg-°C 2302 Viscosidad del Gas, Pa*s 1.33E-5 Conductividad térmica del Gas, W/m-°C 0.0372 Conductividad térmica del petróleo, W/m-°C 0.116

F igura 1. Perfil de temperatura con la inyección de gas caliente (210°F).

F igura 2. Perfil de presión con la inyección de gas caliente (210°F).

Con la hoja de cálculo diseñada se logra determinar el perfil de presión y temperatura involucrados en la transferencia de calor, permitiendo conocer el comportamiento de estas variables en el pozo bajo los efectos de inyección de gas caliente. Con la finalidad de validar el diseño de la hoja de cálculo se realizaron sensibilidades tomando como base las pruebas

de producción del pozo en estudio con la inyección de gas en frío y con varias pruebas realizadas al pozo luego de la inyección de gas caliente.

Comportamiento de producción con la aplicación de inyección de gas caliente a través del análisis nodal. Para determinar el beneficio de aplicar la inyección de gas caliente como sistema de levantamiento artificial en un pozo de crudo pesado, se realizó una simulación utilizando un software especial para levantamiento artificial por gas, configurando el esquema de completación del pozo y ajustando inicialmente el modelo al comportamiento de producción actual, a través de las características de los fluidos; el corte de agua, tasa de petróleo, RGP y el índice de productividad del pozo. Se utilizaron correlaciones de flujo multifásico vertical y horizontal específicas para crudo pesado del área en estudio (Hagedorn & Brown y Xiao, respectivamente). El pozo presenta una producción de 520 barriles de petróleo bajo el escenario de inyección en frío. Los resultados preliminares, producto del análisis nodal considerando la inyección de gas caliente, indicaron un ganancial en la producción de 55% (286 barriles de petróleo) en comparación con la producción en frío del pozo.

F igura 3. Análisis Nodal con la inyección de gas en frio y caliente.

Prueba Piloto Para realizar la prueba piloto requerida, se instaló un calentador de fuego indirecto de 2 MM BTU/hr en las adyacencias del pozo, este equipo trabaja bajo el principio de un baño de maría el cual se calienta con un quemador de gas natural. El pozo en estudio presenta un corte de agua bajo y 12° API, lo cual lo hace atractivo para el incremento en la producción y está completado con el sistema de tubería concéntrica. Los parámetros operacionales con la inyección de gas en frío son los siguientes: Presión de cabezal: 170 psig Presión de inyección de gas: 850 psig Tasa de gas inyectado: 400 MSCFD Tasa de producción de petróleo: 520 barriles por día Temperatura de cabezal: 115 ºF Temperatura del gas inyectado: 100º F El día 15 de Octubre de 2010, el proceso de inyección de gas caliente fue iniciado. Luego de un periodo de evaluación de doce (12) semanas, los siguientes resultados fueron obtenidos:

Presión de cabezal: 190 psig Presión de inyección de gas: 850 psig Tasa de gas inyectado: 400 MSCFD Tasa de producción de petróleo: 817 Barriles por día Temperatura de cabezal: 127 ºF Temperatura del gas inyectado: 210º F En función de estos resultados, se evidenció un incremento en la producción de 520 a 817 Barriles (57%), superior a lo estimado por las simulaciones. Basados en estos resultados, se instalará un sistema de inyección de gas caliente en diez (10) pozos con un ganancial estimado de 1600 barriles de petróleo.

Conclusiones • Usando una completación concéntrica se asegura una completa transferencia de calor hacia

el fluido producido, y las pérdidas hacia las formaciones adyacentes son minimizadas. • La inyección de gas caliente mostró un incremento en la producción debido a la reducción

de la viscosidad, adicionalmente la eficiencia de levantamiento se incrementa. • En el caso particular del pozo en estudio, la producción incremento de 520 barriles a 817

 barriles, lo que representa un 57% de incremento. • En campos petroleros de crudo pesado, donde el costo del diluente sea una parte

considerable del costo de producción, se puede mantener la producción reduciendo la inyección del mismo, sin embargo es recomendable efectuar primeramente un análisis económico, que permita justificar la instalación de un equipo de calentamiento, ya sea directo o indirecto. • La utilización del calentador de fuego indirecto de 2 MMBTU/hr, obedeció básicamente a

la disponibilidad de este equipo, sin embargo en otras aplicaciones se pueden seleccionar calentadores de menor capacidad que se adapten a los requerimientos del pozo donde se vaya a implantar la mejora.

F igura 4. Efecto de la transferencia de calor.

F igura 5. Esquema de completación del pozo.

F igura 6. Comportamiento de la viscosidad vs. temperatura.

Factor de Turbulencia de Gas y Coeficiente de Flujo No-Darciano Marcelo Madrid Hace 4 años Yacimiento

El flujo no darciano, comúnmente llamado flujo turbulento, ocurre cuando existe alta velocidad en el flujo del gas. El coeficiente inercial o factor de turbulencia, β, es definida  por la ecuación de Forchheimer, que para un sistema lineal viene dado por:

donde dp/dL es el gradiente de presión fluyente, v la velocidad del fluido (tasa de flujo dividido entre el área de sección transversal, μ la viscosidad del fluido, k  la permeabilidad

de la formación, ρv2 termino de flujo inercial y β el coeficiente inercial o factor de turbulencia. Este coeficiente inercial, β, tiene una dimensión proporcional a su longitud. La ecuación anterior indica que el gradiente de presión requerido para mantener una tasa de flujo a través de un medio poroso es mayor que el determinado a través de la ecuación de Darcy cuando el término βρv2 no puede ser despreciado. Reescribiendo la ecuación, tenemos:

donde c1 es una constante y el lado derecho de la ecuación dentro de los paréntesis representa en número de Reynolds (radio inercial para fuerzas viscosas). Si el número de Reynolds es cercano a la unidad, la mayor parte del gradiente de presión es resultado del flujo viscoso, y se puede aplicar la ecuación de Darcy. A medida que el número de Reynolds incrementa, las fuerzas inerciales incrementan significativamente, y el flujo de fluidos no puede ser modelado con la ecuación de Darcy. Muchos intentos se han realizado  para medir experimentalmente el término β. Usando 355 muestras de areniscas y 29 de limolitas, Jones determinó experimentalmente el término β y desarrollo correlaciones que describen β como una función de la permeabilidad. La siguiente correlación es recomendada para la estimación de β: El componente No Darcy de la ecuación de flujo es importante solo en el área de alta velocidad y alta caída de presión cercana a la vecindad del pozo, así el efecto de flujo No Darciano es generalmente considerado de las ecuaciones de flujo como un elemento adicional del factor Skin que esta dependiente de la tasa de flujo. El factor Skin total, la cual es un valor determinado de los análisis de restauración de presión, es un valor aparente, s’, la cual incluye tanto el factor Skin, s, y el término que representa el efecto de flujo No Darciano, Dq. β es incorporado dentro del término D,

donde D es el coeficiente No Darciano, (MPCN/D)-1, μg,wf  es la presión dependiente a la viscosidad del gas evaluada a una presión de fondo fluyente, cps, M es el peso molecular del gas, en lbm/lbmol. El coeficiente de flujo No Darciano no es una constante, porque varía en función de la presión. Después de iniciada la producción en un pozo, la relación de velocidad de la región de flujo inicialmente incrementa con el tiempo y pronto se estabiliza. D es inversamente proporcional a la viscosidad del gas evaluada a la Pwf. La viscosidad esta directamente relacionada a la presión, la cual es una función del tiempo. Como ocurre una declinación de presión, la viscosidad igualmente declina, causando un incremento de D. Debido a que D no es una constante, analizar pozos de gas con pruebas de drawdown con métodos desarrollados para flujo de líquido, puede conllevar a resultados erróneos si el flujo No Darciano afecta la respuesta de presión. Ejemplo. Cálculo del factor de turbulencia y coeficiente de flujo no darciano. Un pozo de gas produce a una tasa de 40.000 MPCN/D. Si suponemos que la turbulencia puede afectar la producción de gas. Calcular β y D con los datos dados a continuación. Para este ejemplo, asumir que la Psc = 14.65 lpca y Tsc = 60°F = 520°R.