CONCEPTOS BÁSICOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS

2.1.Porosidad

2.2.Saturación

2.3.Permeabilidad

2.4.Compresibilidad

2.5.Tensión Superficial- Presión Capilar

2.6.Tortuosidad

2.10.Reservas de Hidrocarburos. Estimación de Reservas.

mayo 2013

Ing. Pedro C. Torquemada L. mayo 2013 9

La permeabilidad relativa es un término adimensional que tiene importancia cuando dos o más fluido se mueven a través del espacio poroso – por ejemplo: petróleo y agua. Permeabilidad absoluta o especifica es la permeabilidad de un medio poroso a un fluido a 100% de saturación. La permeabilidad efectiva es la permeabilidad a una determinada fase cuando más de una fase satura el medio poroso. La permeabilidad efectivo es una función de la saturación. La permeabilidad relativa a una determinada fase está definida como la relación de la permeabilidad efectiva a la absoluta ó en algunos casos a una permeabilidad base. Por lo tanto, la permeabilidad relativa también es función de la saturación. En la información generada previo a 1973, la permeabilidad especifica al aire era usada como la permeabilidad base. A partir de esa fecha, la base común ha sido la permeabilidad del hidrocarburo en presencia de agua irreductible. Para un reservorio agua-petróleo, significa que la permeabilidad base sería la permeabilidad efectiva al petróleo a condiciones de agua irreducible. La figura a continuación, ilustra datos de permeabilidad relativa gas-agua cuando agua desplaza el gas:

Efectos de Mojabilidad La preferencia natural del medio poroso que causa que un fluido se adhiera a su superficie antes que otros, se denomina mojabilidad. Un sistema poroso mojado por agua causa que el agua se adhiera a la superficie. La mojabilidad de la roca tiene una dramática influencia en las curvas de permeabilidad relativa. Por esta razón es necesario que las muestras de núcleo probadas en laboratorio refleje la actual mojabilidad de la formación y que la saturación inicial de agua en la muestra testeada, sea de la misma magnitud y tenga la misma locación espacial que la que tiene en el reservorio. Esta necesidad tiene que generar una recuperación de la muestra ó núcleo en “estado nativo”. Estos núcleos son tomados con petróleo crudo o con fluidos base petróleo que no alteren la mojabilidad o la saturación de agua presente en el núcleo recuperado. A continuación se ilustra los efectos de la mojabilidad en un núcleo de mediciones de permeabilidad relativa agua - petróleo

Los datos arriba mostrados indican que a medida que la roca se vuelve más mojada por petróleo, la permeabilidad relativa al petróleo decrece y la permeabilidad relativa al agua se incrementa a cualquier saturación dada. Este resultado es no favorable para la recuperación. También indica que la saturación residual de petróleo en rocas intermedias a mojadas por petróleo, es una función del volumen de agua que fluye a través de la muestra de núcleo y la permeabilidad relativa al agua existente a la salida, será mucho mayor para la formación mojada por petróleo. Una observación interesante es que la reducción de fuerzas capilares en las roca mojada por petróleo permite una menor saturación de petróleo residual a ser alcanzada en la roca mojada por petróleo si la economía soporta continuar con inyección de agua. La mojabilidad puede ser estimada de forma de las curvas de permeabilidad relativa, sin embargo, se debe recordar que un desplazamiento similar en las curvas de permeabilidad relativa puede ser causado en otras propiedades de las rocas

Evaluación petrofísica integrada a nivel laboratorio

Se realiza la integración de los resultados de análisis petrofísicos básicos especiales, SEM, DRX y petrología, con el fin de describir la estructura del medio poroso, la mineralogía y establecer la capacidad de flujo del aceite con respecto a otros fluidos en movimiento (agua, gas), los cuales permiten determinar la capacidad de recobro de crudo que tiene la roca (factor de recobro).

Determinación teórica y experimental de permeabilidades relativas de tres fases El flujo de tres fases ocurre en los yacimientos de petróleo cuando la saturación de agua es más alta que la irreducible, y adicionalmente están presentes el aceite y gas como fases móviles. Predicciones detalladas del comportamiento de los yacimientos de petróleo bajo procesos de recobro como inyección de dióxido de carbono, combustión in-situ, inyección de vapor, inyección de fluidos miscelares e inyección de nitrógeno requieren de los datos de permeabilidad relativa tres fases.

En décadas pasadas el uso de datos de permeabilidad relativa tres fases para cálculos de ingeniería de yacimientos convencionales no ha sido requerido frecuentemente. En consecuencia hay menos conocimiento acerca de las características de permeabilidad relativa de la roca de tres fases que de dos fases. La permeabilidad relativa de tres fases es útil para el cálculo del comportamiento del yacimiento, para campos que producen por empujes simultáneos de agua y gas, y para analizar yacimientos que producen por empuje de gas en solución los cuales están parcialmente depletados y son producidos por empuje de agua. Para que los datos de permeabilidad relativa conduzcan a predicciones correctas, la dirección del cambio de saturación en el yacimiento debe corresponder a la dirección del cambio de saturación para el cual los datos fueron derivados.

En la industria petrolera se usan modelos matemáticos (analíticos y numéricos), para estimar permeabilidades relativas de tres fases a partir de datos de permeabilidades relativas de dos fases. Algunos de los modelos más utilizados son Stone I, Stone II, Azis- Settari, Fayers & Mathews, Corey, Naar & Wygal, Land, Parker. Los principales modelos probabilísticos utilizados en los simuladores son Stone I, 1970; Stone II, 1973; en estos modelos se hace uso de aproximaciones estadísticas y emplean conjuntos de curvas de permeabilidades relativas de dos fases agua-petróleo y petróleo-gas, y partiendo de éstos, se estima la permeabilidad relativa al petróleo para un sistema de tres fases. Los anteriores modelos estiman la permeabilidad relativa a la fase petróleo en un sistema trifásico a partir de datos de flujo de dos fases, basándose en la suposición de que "cada fluido establece su propio camino tortuoso, el cual forma canales de flujo muy estables".

La comparación entre las permeabilidades tres fases obtenidas experimentalmente y las obtenidas a través de modelos analíticos y numéricos no siempre muestra buena concordancia. En la mayoría de los casos la interpolación lineal o por pesos entre las permeabilidades relativas de dos fases (agua- aceite y gas-aceite) para construir permeabilidades relativas tres fases, suministran una pobre aproximación al flujo de tres fases que ocurre en el medio poroso. Consecuentemente podemos afirmar, que la determinación de las permeabilidades relativas de tres fases se ha llevado a cabo principalmente utilizando modelos predictivos que generalmente no se ajustan a las pruebas experimentales reales.

En este trabajo se muestra una comparación de los diferentes modelos analíticos y técnicas de laboratorio, usados a nivel mundial para evaluar permeabilidades relativas tres fases. Adicionalmente se propone un equipo de desplazamiento para evaluar experimentalmente tanto en estado estable como en estado no estable permeabilidades relativas tres fases, a partir de los equipos que tiene el laboratorio de análisis petrofísicos del Instituto Colombiano del Petróleo de Ecopetrol.

SISTEMAS PARA ANÁLISIS DE PROPIEDADES DE ROCAS

Los núcleos se toman en los pozos con el fin de medir propiedades intrínsecas de la roca, como permeabilidad y porosidad, o de los fluidos que ella contiene. La industria cuenta administrativamente con un sistema que mantiene la información sobre ubicación física del núcleo y de sus principales características.

Los parámetros generados a partir de los núcleos permiten ejecutar correlaciones geológicas entre pozos, mediante métodos estadísticos. También permiten verificar los cálculos efectuados en las evaluaciones petrofísicas (para la porosidad) y las pruebas de presiones (para la permeabilidad). Basándose en ellos se pueden establecer correlaciones que permiten calcular la permeabilidad absoluta a partir de otros datos de la roca.

Existen programas que elaboran las correlaciones de log K vs y log K vs So. Estas se utilizan en las evaluaciones petrofísicas para obtener valores de permeabilidad por estratos y deben usarse con precaución.

La información de presión capilar requerida para el estudio de yacimiento depende de la humectabilidad preferencial de la roca y de los mecanismos de producción, tanto primarias como de recuperación adicional. El proceso de estudiarla a partir del análisis de la roca, requiere cálculos tediosos, por lo que existen programas de computadora que los simplifican.; Estos programas varían de acuerdo con el método: Leverett, Kozeny y Heseidin. .

Las curvas promedio de presión capilar son muy útiles en estudios de simulación de yacimientos y en evaluaciones petrofísicas.

Por último, la información de permeabilidad relativa requerida para un estudio de yacimientos, depende también de la humectabilidad preferencial de la roca y de los mecanismos de producción. Las curvas de permeabilidades relativas se generan a partir de análisis de núcleos. Cuando no es posible determinar las curvas, se deben hallar los valores en los puntos extremos y luego ajustar o verificar tales puntos, Luego, conocidos los extremos, se pueden calcular los valores intermedios mediante programas especiales que generan permeabilidad relativa con respecto a la saturación de fluido.

También existen programas para calcular permeabilidades relativas con base en la historia de producción. Si no existe información o núcleo para determinar la permeabilidad relativa, se puede recurrir a los programas que utilizan las correlaciones de Torcazo y Willie; Whal y asociados o Corey y colaboradores.

Arreglo de pozos y Eficiencia de Barrido

Procesos Inmiscibles Inyección de gas

Consideraciones Prácticas durante la inyección de agua y de gas

METODOS DE RECUPERACION MEJORADA DE PETROLEO

METODOS DE RECUPERACION MEJORADA DE PETROLEO

METODOS DE RECUPERACION MEJORADA DE PETROLEO

METODOS DE RECUPERACION MEJORADA DE PETROLEO

METODOS DE RECUPERACION MEJORADA DE PETROLEO

METODOS DE RECUPERACION MEJORADA DE PETROLEO

Es un proceso cíclico en el cual el

mismo pozo es usado para

inyección de vapor y producción de

petróleo con la finalidad de

aumentar la tasa de producción

mediante el calentamiento del

yacimiento reduciendo la viscosidad

del petróleo.

Involucra tres etapas: Inyección,

Remojo y Producción.

CONCEPTOS BÁSICOS

INYECCIÓN ALTERNADA

DE VAPOR (IAV)

ETAPA DE INYECCIÓN

CONCEPTOS BÁSICOS

Se inyecta vapor durante 2 a 6

semanas a través de un pozo

(inyector-productor). La tasa de

inyección debe ser aquella que

permita minimizar las perdidas

de calor a través de las

paredes del pozo y lograr el

máximo radio calentado y la

máxima temperatura en la

zona calentada.

ETAPA DE REMOJO

CONCEPTOS BÁSICOS

Se cierra el pozo durante 1 a 14 días para que el vapor ceda su calor a

la formación y a sus fluidos. El tiempo de remojo se estima de acuerdo a

la experiencia en campo, por lo que se recomienda lo siguiente:

• Si el yacimiento tiene activos los mecanismos de producción primaria y

suficiente presión se recomienda dejar un tiempo de remojo suficiente,

para que el vapor ceda calor al yacimiento.

• Si el yacimiento tiene poca presión, se recomienda dejar poco tiempo

de remojo con el fin de utilizar el aumento de presión del yacimiento en

las cercanías del pozo para empujar el petróleo hacia el fondo de los

pozos.

ETAPA DE PRODUCCIÓN

CONCEPTOS BÁSICOS

Una vez culminado el tiempo de remojo

se abre el pozo a producción.

Inicialmente se produce agua caliente y

vapor, y luego de una a dos semanas se

produce petróleo caliente, en mayor

cantidad que la producción de petróleo

frío, que estaba produciendo el pozo

antes de la estimulación con vapor. Esta

etapa termina cuando la tasa alcanza

valores similares a la tasa que producía

el pozo en frío culminando así el ciclo de

Inyección Alternada de Vapor.