Tipos características características de lo que es reservorio Desde un punto de vista más técnico, los diferentes tipos de yacimientos pueden clasificarse de acuerdo con la localización de la temperatura y presión iniciales del yacimiento con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo) en los diagramas de fases que relacionan temperatura y presión. En la figura 2.3 es uno de estos diagramas.
Diagrama de fases PT para un determinado fluido de un yacimiento. El área encerrada por las curvas del punto de burbujeo y del punto de rocío hacia el lado izquierdo inferior, es la región de combinaciones de presión y temperatura en donde existen dos fases: liquida y gaseosa. Las curvas dentro de la región de dos fases muestran el porcentaje del líquido en el volumen total de hidrocarburo, para cualquier presión y temperatura. Inicialmente, toda acumulación de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases que depende solo de la composición de la acumulación
Consideremos un yacimiento con el fluido de la figura 2.3, a cada temperatura de 300ºF y presión inicial de 3,700lpca, punto A . Como dicho punto se encuentra fuera de la región de dos fases, el fluido se hallara inicialmente en estado de una sola fase (monofásica), comúnmente llamado gas. Como el fluido que queda en el yacimiento durante la producción permanece a 300ºF, es evidente que el fluido permanecerá en estado de un sola fase o estado gaseoso a medida que la presión disminuya a lo largo de la trayectoria A-A. Más aun, la composición del fluido por el pozo no variara a medida que el yacimiento se agota. Esto será cierto para cualquier acumulación de esta composición, donde la temperatura del yacimiento excede el punto cricondentérmico o máxima temperatura a la cual pueden existir dos fases, o sea 250ºF para el ejemplo considerado. Aunque el fluido que queda en el yacimiento permanecerá en estado monofásico, el fluido producido al pasar del fondo del pozo a los separadores en la superficie, aunque de la misma composición pueden entrar en la región de dos fases, debido a la disminución de la temperatura, como lo representa la línea A-A 2. Esto explica la producción de líquido condensado en la superficie a partir de un gas en el yacimiento. Es lógico que si un punto cricondentérmico de un fluido está por debajo, por ejemplo, de 50ºF, solo existirá gas en la superficie a las temperaturas normales de ambiente, y la producción se denominara de gas seco. No obstante, la producción puede aún contener fracciones liquidas que pueden removerse por separación a baja temperatura o por plantas de recuperación de gasolina del gas natural. Consideremos de nuevo un yacimiento con el mismo fluido de la figura 2.3, pero a una temperatura de 180ºF y presión inicial de 3,300 lpca, punto B. Aquí la temperatura del yacimiento excede la temperatura crítica y, como antes, el fluido se encuentra en estado monofásico denominada fase gaseosa o simplemente gas. A medida que la presión disminuye debido a la producción, la composición del fluido producido será la misma que la del fluido dl yacimiento A, y permanecerá constante hasta alcanzar la presión del punto del rocío, a 2.545 lpca, punto B1. Por debajo de esta presión, se condensa liquido del fluido del yacimiento en forma de rocío; de allí que este tipo de yacimiento comúnmente se le denomina yacimiento de punto de rocío. Debido a esta condensación, la fase gaseosa disminuirá su contenido líquido. Como el líquido condensado se adhiere al material solido o paredes de los poros de la roca, permanecerá inmóvil. Por consiguiente, el gas producido en la superficie tendrá un contenido líquido menor, aumentando la razón gas-petróleo de producción. Este proceso, denominado condensación retrógrada, continua hasta alcanzar un punto máximo volumen líquido, 10 por ciento a 2.250 lpca, punto B2. Se emplea el termino retrogrado porque generalmente durante una dilatación isotérmica ocurre vaporización en lugar de condensación. En realidad, unas ves que se alcanza el punto de rocío, debido a que la composición del fluido producido varia, la composición del fluido remanente en el yacimiento también cambia, y la curva envolvente comienza a desviarse. El diagrama de fases de la figura 2.3 representa una mezcla y solo una mezcla de hidrocarburos. Desgraciadamente. Para recuperación máxima de líquido, esta desviación es hacia la derecha, lo que acentúa aún más la perdida de líquido retrogrado en los poros de la roca del yacimiento. Si ignoramos por el momento esta desviación en el diagrama de fases, desde el punto de vista cualitativo, la vaporización del líquido formado por condensación retrograda (liquido retrogrado) se presenta a partir de B 2. Hasta la presión de abandono B 3. Esta revaporización ayuda a la recuperación liquida y se hace evidente por la disminución en las razones gas-
petróleo en la superficie. La pérdida neta de líquido retrogrado es evidentemente mayor para: (a) menores temperaturas en el yacimiento; (b) mayores presiones de abandono, y (c) mayor desviación del diagrama de fases hacia la derecha, lo cual es, naturalmente, una propiedad del sistema de hidrocarburos. En cualquier tiempo, el líquido producido por condensación retrograda en el yacimiento está compuesto, en gran parte, de un alto porcentaje (por volumen) de metano y etano, y es mucho mayor que el volumen de líquido estable que pudiera obtenerse por condensación del fluido del yacimiento a presión y temperatura atmosféricas. La composición del líquido producido por condensación retrograda cambia a medida que la presión disminuye, de manera que 4 por ciento del volumen liquido retrogrado a una presión, por ejemplo, de 750 lpca puede contener un condensado estable a condiciones de superficie equivalente a 6 por ciento del volumen retrogrado a 2.250 lpca. Si la acumulación ocurre a 3.000 lpca y 75ºF, punto C, el fluido del yacimiento se encuentra en estado monofásico, denominado en este caso líquido, debido a que la temperatura está por debajo de la temperatura critica. Este tipo de yacimiento se denomina de punto de burbujeo, ya que a medida que la presión disminuye se alcanzara el punto de burbujeo, en este caso 2.550 lpca, punto C1. Por debajo del punto de burbujeo aparecen burbujas, o una fase de gas libre. Eventualmente, el gas libre comienza a fluir hacia el pozo, aumentando continuamente. Inversamente, el petróleo fluye cada vez en cantidades menores, y cuando el yacimiento se agota queda aún mucho petróleo por recuperar. Otros nombres empleados para este tipo de yacimiento de líquido (petróleo) son: yacimientos de depleción, de gas disuelto, de empuje por gas en solución, de dilatación o expansión y de empuje por gas interno. Finalmente, si la misma mezcla de hidrocarburos ocurre a 2.000 lpca y 150ºF, punto D, existe un yacimiento de dos fases, que contiene una zona de líquido o de petróleo con una zona o capa de gas en la parte superior. Como las composiciones de las zonas de gas y de petróleo son completamente diferentes entre sí, pueden representarse separadamente por diagramas de fases individuales (que tendrán poco común entre sí) o con el diagrama de la mezcla. Las condiciones de la zona liquida o de petróleo serán las del punto de burbujeo y se producirá como un yacimiento de punto de burbujeo, modificado por la presencia de la capa de gas. Las condiciones de la capa de gas serán las del punto de rocío y puede ser retrograda o no retrograda, como se ilustra en las figuras 2.4(a) y 2.4 (b), respectivamente.
En base a lo discutido en los párrafos anteriores y desde un punto de vista es técnico, los yacimientos de hidrocarburos se encuentran inicialmente ya sea en estado monofásico (A, B y C) o en estado bifásico (D), de acuerdo con la posición relativa de sus presiones y temperaturas en los diagramas de fases. En depleción volumétrica(donde no existe intrusión de agua) estos yacimientos simples o normales de gas (A), donde la temperatura del yacimiento excede el cricondentérmico; 2) como yacimientos de condensación retrograda (de punto de rocío) (B), donde la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura del punto cricondentérmico o 3) como yacimientos de gas disuelto (de punto de burbujeo) (C), donde la temperatura del yacimiento está por debajo de la temperatura critica. Cuando la presión y temperatura caen dentro de la región de dos fases existirá una zona de petróleo con una capa de gas en la parte superior. La zona de petróleo producirá como un yacimiento de petróleo de punto de burbujeo y la capa de gas como un yacimiento monofásico de gas (A) o como una yacimiento retrogrado de gas (B).
Estimación de reservas Los primeros parámetros que se estiman o evalúan de una acumulación de hidrocarburos son aquellos que permiten obtener los valores más certeros de su volumen original en sitio de petróleo (POES), gas (GOES) y condensados de gas (COES). Si bien es cierto que es fundamental conocer los volúmenes originales de hidrocarburos en sitio (VOHES); también es cierto que la atracción del valor económico de la acumulación depende no del volumen en sitio sino de la fracción extraíble del petróleo, gas y líquidos del gas, todos originalmente en sitio. La razón por la que no es sencillo determinar con certeza que fracción de los v olúmenes originales en sitio será extraíble; es que los volúmenes en sitio son cantidades determinables (dentro del rango de precisión de la estimación) y son fí sicamente invariables. Por el contrario, las reservas están sujetas a un conjunto de condiciones o de suposiciones que deberán cumplirse para que a su vez esas reservas sean físicamente producibles y se logre almacenarlas en instalaciones en la superficie. Algunas de las condiciones que califican a las reservas o representan la factibilidad cierta de obtenerlas son económicas. Otras condiciones son estrictamente físicas. En su conjunto, la sumatoria de estas condiciones y otras, son pre-requisito para producir las reservas. La explicación más genérica de reservas de gas, de petróleo, de líquidos de gas es: aquella f racción del volumen original en sitio que se anticipa producible si se cumplen las condiciones asociadas a su definición. Clasificación de las reservas de hidrocarburos Según el grado de certidumbre: probadas, probables y posibles. Según la energía del yacimiento: primarias y suplementarias. Según el grado de desarrollo: desarrolladas y no desarrolladas. Reservas probadas: cantidad de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas estimadas con razonable certeza, recuperables comercialmente de yacimientos conocidos, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponible para un momento determinado. La utilización de término razonable certeza indica un alto grado de certidumbre (mayor al 90%). En oportunidades esa certidumbre se califica como P-90. Reservas probables: cantidades estimadas de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas atribuibles a acumulaciones conocidas en las cuales la información geológica y de ingeniería indican un grado menor de certeza en su recuperación, comparado con el de las Reservas Probadas. Las reservas probables pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras favorables, diferentes a las utilizadas para l as Reservas Probadas. En este caso se habla de un 50% de probabilidades de éxito (P-50)
Reservas Posibles: cantidades estimadas de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas atribuibles a acumulaciones conocidas en las cuales la información geológica y de ingeniería indican que su recuperación es factible, pero con grado de certeza menor al d las Reservas Probables. Estas estimaciones se hacen cuando se suponen condiciones económicas y gubernamentales futuras favorables. Deben tener por lo menos un 10% de probabilidades de éxito (P-10). Reservas Primarias: cantidad de hidrocarburos que se pueden recuperar con la energía propia o natural del yacimiento. Reservas Secundarias: cantidad adicional de hidrocarburos que se pudiera recuperar, como resultado de la incorporación de energía suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperación adicional, tales como: inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión de yacimiento y/o desplazar l os hidrocarburos para aumentar la extracción del petróleo. Reservas Desarrolladas: reservas probadas de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas, que se esperan recuperar a través de los pozos e i nstalaciones existentes. Estas reservas deben estimarse tomando en cuenta los pozos activos e inactivos que generan potencial. Se pueden subdividir en Productoras y No Productoras. Reservas Desarrolladas Productoras: cantidad de reservas producibles a través de los pozos con intervalos abiertos a producción en el momento de la evaluación. Reservas Desarrolladas No Productoras: cantidad de reservas producibles a través de los pozos con capacidad de producción que no han estado en producción o, que habiendo estado previamente en producción, no se conoce la fecha en que se inició la misma. Reservas Desarrolladas Suplementarias: cantidades adicionales de reservas probadas, generadas por la implantación exitosa de un proyecto de recuperación suplementaria completo. Reservas No Desarrolladas: las reservas probadas de condensado, petróleo crudo, gas natural y sustancias asociadas que se pueden recuperar comercialmente a través de pozos adicionales a perforar e instalaciones existentes o futuras. Por ejemplo: En áreas de yacimientos que requieren perforación adicional de desarrollo. Volúmenes que se incorporan a producción mediante trabajos de profundización en el mismo yacimiento. Reservas probadas de yacimientos cuyos pozos-zonas están aisladas entre empacaduras en completaciones selectivas. Reservas detrás de tubería, cuando la información de perfiles disponibles sea confiable a juicio del evaluador.
Análisis de núcleo Objetivo. El Análisis de Núcleos tiene por objeto el estudio de los conceptos y métodos que se emplean para determinar las propiedades petrofísicas de la roca reservorio y capacitar al estudiante en el uso de los equipos e instrumentos que constituyen el laboratorio de Análisis de Núcleos.
Importancia.
Los resultados obtenidos en el laboratorio del análisis de la roca reservorio referente a contenido y tipo de fluidos se complementan con la información que se obtiene de los registros eléctricos ,pruebas de formación ,etc.,que se toman en los pozos,
Que es importante para determinar: o
Los contactos, buzamientos, potencia de horizontes, los cuales permiten evaluar el potencial productivo de un horizonte o una región petrolífera.
o
Además es importante, en la confección de los programas de recuperación secundaria, trabajos de fracturamiento, de acidificación, interpretación cuantitativa de perfiles de pozos, etc.
EVALUACION DE UN RESERVORIO
Para evaluar el petróleo en un reservorio, se debe tener en cuenta que, todo reservorio petrolífero consta de dos partes :
1.-De la sustancia mineral que constituye el medio almacenante. 2.-De los fluidos almacenados.
1. Del esqueleto mineral
Los reservorios son medios geológicos, que varían en forma imprescindible e inesperada en todas direcciones, y cuyas verdaderas propiedades físicas sólo pueden determinarse por medio de un programa eficaz de toma de muestras.
Pero debido a razones practicas y económicas, el muestreo de las formaciones y de sus fluidos es discreto y limitado a un número de pozos.
MEDIO POROSO
Coreador en superficie
cores
2. DE LOS FLUIDOS ALMACENADOS
Los hidrocarburos pueden encontrarse en uno de los siguientes estados físicos : Petróleo subsaturado, petróleo saturado, destilado y gas seco y cada uno de ellos requiere un método diferente de producción para alcanzar su optima recuperación.
Para la predicción y control del comportamiento del movimiento de los fluidos se debe estudiar las variaciones de presión y temperatura del reservorio, junto con el estado físico del gas, petróleo y agua a las condiciones del mismo.
IMPORTANCIA EN LA INGENIERIA DE RESERVORIOS
El ingeniero de reservorios es el encargado de pronosticar el comportamiento de un reservorio geológico de hidrocarburos. Por lo tanto deberá compilar y entender:
La información del geólogo de petróleo, sobre la clase de roca reservorio, composición mineral, clasificación textural y granular.
los análisis de núcleos y/o de registros eléctricos sobre las propiedades de la roca reservorio como porosidad, permeabilidad, saturación, presión capilar.
Así como presión, volumen y temperatura del r eservorio.
El ingeniero de reservorios estudiará también:
Las mediciones geofísicas del pozo,
Perfiles eléctricos y nucleares,
Registros de temperatura.
Registros del lodo de perforación y del tiempo de perforación.
Debe pronosticar el funcionamiento en cada uno de los siguientes mecanismos de producción :
Empuje por expansión de gas en solución, empuje interno de gas o depleción.
Empuje frontal por gas o agua.
Empuje por segregación o por gravedad.
