tesis de postgrado final -...
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE GAS
EVALUACION DE DIFERENTES PROCESOS DE RS EN EL YACIMIENTO BACH-01
Trabajo de Grado presentado ante la
Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de
MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS
Autores: KARINELLA ROSSANNA MIERES MEDINA ZULAY YUDITH ROSAL SILVA
Tutor: Jorge M. Velásquez Jara
Maracaibo, Julio de 2008
Mieres Medina Karinella Rossanna y Rosal Silva Zulay Yudith. Evaluación de Diferentes Procesos de RS en el Yacimiento BACH-01. (2008) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 251 p. Tutor: Prof. Jorge Velásquez Jara.
RESUMEN
El presente estudio muestra los resultados de la Evaluación de Diferentes Procesos de Recuperación Secundaria en el Yacimiento BACH-01 para aumentar el factor de recobro del mismo, este yacimiento esta ubicado en la Unidad de Explotación Lagunillas Lago. Se construyo un modelo de simulación numérica composicional utilizando el simulador STARS de la empresa CMG, para representar la geometría y dinámica del flujo del fluido del yacimiento, validándose de esta forma las propiedades roca/fluido. Se obtuvieron para los diferentes métodos los siguientes resultados. Para la Inyección de CO2 las condiciones óptimas fueron inyectar una tasa de gas de 1.500 MPCND a una presión de inyección de 1.500 lpca, ya que se obtuvo un mayor factor de recobro (de 0,03 a 0,10%) y una producción acumulada de 4,448 MMBN. Para la Inyección Alternada de Vapor más Gas (IAV+GAS), las condiciones óptimas fueron inyectar un volumen de vapor de 5.000 toneladas con una tasa de inyección de gas de 1.500 MPCND, debido a que a estas condiciones se obtuvo un mayor factor de recobro (de 0,07 a 0,10%) y una producción acumulada de 4.267 MMBN. Para el método SAGP, las condiciones óptimas fueron inyectar una tasa de vapor de 150 Ton/días y una tasa de gas de 1.000 MPCND, ya que se obtuvo un mayor factor de recobro (de 0,11 a 0,30%) y una producción acumulada de 5,43 MMBN. Para el método VAPEX, las condiciones óptimas fueron inyectar una mezcla de solventes de hidrocarburos livianos (50% Metano + 50% Propano) a una tasa de 1,5 MMPCND, debido a que se obtuvo un mayor factor de recobro (de 0,10 a 0,27%) y una producción acumulada de 4,893 MMBN. Con estos valores se realizaron comparaciones de los métodos entre sí, según las metodologías similares y resulto que entre el método de Inyección de CO2 y la Inyección Alternada de Vapor más Gas (IAV+GAS), el método más factible técnicamente fue la Inyección Alternada de Vapor más Gas (IAV+GAS), y entre el método de SAGP y VAPEX, el método más factible técnicamente fue el método de SAGP. Palabras Clave: Recuperación Secundaria, Simulación, Inyección, SAGP, Vapor más Gas (IAV+GAS), Dióxido de Carbono, VAPEX. Correo Electrónico: [email protected] [email protected]
Mieres Medina Karinella Rossanna and Rosal Silva Zulay Yudith. Evaluation of different processes of RS in the BACH-01 Reservoir. (2008) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 251 p. Tutor: Prof. Jorge Velásquez Jara.
ABSTRACT
This study shows the results of the evaluation of several secondary recovery process in the BACH-01 Reservoir to increase the recovery factor of it, this reservoir is located in the Lagunillas Lake Explotation Unit. Built a model of compositional numerical simulation using the simulator STARS of the company CMG, to represent the geometry and dynamics of the reservoir fluid flow, thus validating the properties rock / fluid. Were obtained for the different methods the following results: For the injection of CO2 conditions were optimal inject a rate of 1500 MPCND gas at a pressure injection 1500 lpca because we found a greater factor for recovery (from 0.03 to 0.10 %) and an cumulative production of 4,448 MMBN. For the Cyclic Steam Injection more Gas (CSI & GAS), conditions were optimal steam inject a volume of 5000 tons with a rate of gas injection of 1500 MPCND as it earned a higher recovery factor (0.07 to 0.10%) and an cumulative production of 4,267 MMBN. For the method SAGP, conditions were optimal steam inject a rate of 150 tons / day and a rate of 1000 MPCND gas, because we found a greater factor for recovery (from 0.11 to 0.30%) and a cumulative production of 5.43 MMBN. For the method VAPEX, the optimal conditions were injecting a mixture of light hydrocarbon solvents (50% Methane + 50% Propane) at a rate of 1.5 MMPCND because we found a greater factor for recovery (from 0.10 to 0.27%) and cumulative production of 4,893 MMBN. With these values were made comparisons of methods with each other, as similar methodologies and results between the injection of CO2 and the Cyclic Steam Injection more Gas (CSI & GAS), the most technically feasible alternative was the Cyclic Steam Injection more Gas (CSI & GAS), and between the method of SAGP and VAPEX, the method was the most technically feasible alternative was SAGP. Key Words: Secondary Recovery, Simulation, Injection, SAGP, Steam and Gas, Carbon Dioxide, VAPEX. Author’s e-mail: [email protected] [email protected]
DEDICATORIA
A DIOS todopoderoso, por darme la vida, por mostrarme el camino a seguir y por enseñarme cada día cosas maravillosas. A mis padres Oscar Mieres y Aura Medina de Mieres, por darme la dicha de vivir, por brindarme amor cada día, por apoyarme en mis proyectos y porque por su dedicación invaluable me enseñaron a ser quien soy.
A mi esposo Geragg, por su amor, paciencia, por apoyarme y acompañarme en mis logros y fracasos.
A mis hermanas Karen, Katiuska, Karolys y Krayelin, por ser parte de mi vida, por confiar en mí y por compartir momentos buenos y malos unidos en familia. A mis sobrinos Oscar José, Frankleider, Keimily, Keisser, Keinner, Samuel y Keilina, por hacer que mis días sean más felices llenos de travesuras y picardías. Los amo. A mi abuela Pastora, que Dios la tenga en su Gloria. A Zulay, por encontrar en ti una verdadera amiga, por apoyarme en mis días de estudios, por tu amistad incondicional y porque juntas logramos alcanzar tan anhelada meta. Gracias Amiga.
Ing. Karinella Mieres Medina
DEDICATORIA
A mi DIOS todopoderoso, por darme la vida y ser la razón primordial para vivirla, por estar siempre a mi lado cuando lo e necesitado y por siempre escucharme cuando mil veces le e pedido que sea mi voluntad y nunca me permita sentirme sola, cuando e decidido emprender una nueva meta, que por mas difícil que sea, siempre me empeño en lograrla! A mis padres Lino y Noris, porque por ellos soy lo que soy, por hacerme sentir bien, cuando en verdad sé que en muchas ocasiones los tenía olvidados, por darme la fuerza para terminar este trabajo que todos hemos anhelado. Los amo muchote!
A mis hermanos Luisa, María José y José Antonio, por soportarme en estos días tan duros para mí, pero de los cuales ya estamos recogiendo los hermosos frutos, por tantos momentos hermosos que hemos compartido y los cuales me han hecho crecer como persona. Los amo! A toda Mi Gran Familia: Mis abuelos, mis tíos, mis primos y a mis bebes hermosos que llenan de mucha alegría a esta Familia, por aguantar mi estilo de vida, por estar ahí siempre cuando los e necesitado, por brindarme esa unión que tanto amo, por ser como son. Los amo a todos! A Kari, por ser mi amiga durante toda la Maestría y después de culminada la misma, por el apoyo incondicional cuando siempre lo necesite, por sus locuras constantes que me alegraron la vida, por ser muy paciente conmigo y por ser mi súper compañera de tesis. Gracias Amiga.
Ing. Zulay Yudith Rosal Silva.
AGRADECIMIENTOS
A la ilustre UNIVERSIDAD DEL ZULIA, por haberme permitido de nuevo el acceso a la
misma, abrirme las puertas en el Programa de Ingeniería de Gas, a sus Profesores por formarme
como profesional y al personal de Administración del Postgrado de Ingeniería por su apoyo
incondicional.
Al Fondo Nacional de Ciencia, Tecnología e Investigación (FONACIT), por brindarme su
apoyo y permitir que formara parte del grupo de profesionales beneficiado por las Becas
otorgadas para realizar los estudios de postgrado y obtener el titulo de Magíster en Ingeniería de
Gas, contribuyendo de esta manera al fortalecimiento de mis conocimientos científicos y
tecnológicos.
A las Coordinadoras de Talentos del FONACIT, Soc. Rosa Pulido y Lic. María Alejandra
Coronado, por su apoyo incondicional, preocupación y por su dedicación al seguimiento de mi
beca.
A Petróleos de Venezuela S.A, por darme la oportunidad de utilizar sus activos para desarrollar
este Trabajo de Grado.
A mi tutor Prof. Jorge Velásquez, por ser un profesor ejemplar y al mismo tiempo un buen amigo
en quien confiar, por su apoyo incondicional, paciencia, por su orientación y por ofrecer en cada
clase y fuera de ella lo mejor de sus conocimientos en el área de gas y petróleo. Gracias Profe.
A los Profesores. Américo Perozo, Ignacio Romero, Diskson Toyo, por brindarme su confianza,
por apoyarme y darle impulso a mi crecimiento profesional.
A los Ingenieros: Geragg Chourio, Carmen Rosales, José Villasmil y Luis Zerpa, por su apoyo
incondicional, por su ayuda en el manejo del software de simulación de yacimiento STARS y por
sus valiosos conocimientos para lograr con éxito el desarrollo de este trabajo de grado.
A mi amiga Zulay Rosal, por su amistad incondicional, por sus conocimientos y su empeño, por
su apoyo, dedicación y preocupación en cada uno de los pasos que fuimos dando para desarrollar
este trabajo.
A mi grupo de estudio: Zulay Rosal, José Millano, Carlos Carrillo, Saulo Mendoza, Yanet Russo
y Gustavo Jiménez, por su amistad, por compartir conmigo esos días de estudio, por su
dedicación al conocimiento y por contribuir a mi aprendizaje.
A todos aquellos que de una u otra forma me brindaron su apoyo a lo largo de mi Maestría de
Ingeniería de Gas.
A todos MUCHAS GRACIAS
Ing. Karinella Mieres Medina
AGRADECIMIENTOS
A la ilustre UNIVERSIDAD DEL ZULIA, mi casa de estudios de siempre, a la que le agradezco
el formarme como profesional, el haberme permitido de nuevo el acceso a la misma,
permitiéndome realizar la Maestría en el Programa de Ingeniería de Gas, a mis Profesores por
capacitarme profesionalmente y al personal de administración del Postgrado de Ingeniería por su
apoyo incondicional.
A Petróleos de Venezuela S.A, por permitirme utilizar sus activos para desarrollar este Trabajo
de Grado, logrando evaluar los proyectos de Recuperación Secundaria y por darnos la ayuda que
necesitábamos.
A mi tutor Prof. Jorge Velásquez, quien por segunda vez, vuelve a ser mi orientador en este arduo
trabajo, por ser además de mi profesor, un amigo incondicional, en el que sé que siempre voy a
conseguir el apoyo que necesite. Gracias por soportarnos y por ser una persona extraordinaria.
A los Profesores Ignacio Romero, Américo Perozo y Jorge Barrientos, por la colaboración
prestada para lograr alcanzar esta tan anhelada meta.
A los Ings. Geragg Chourio, Carmen Rosales, Luis Zerpa y en especial a José Alberto Villasmil,
por su apoyo incondicional, por su ayuda y sabia orientación en el manejo del Software de
simulación de yacimiento STARS y por sus valiosos conocimientos para lograr el desarrollo de
este trabajo de investigación. Por dedicarme ese tiempo que necesite para solventar los problemas
presentados. Mil gracias por todo, este logro también es de ustedes.
A mi amiga Karinella Mieres, por ser como es, por brindarme su amistad, la fuerza y el apoyo
incondicional para que juntas lográramos este sueño.
A mi grupo de estudio: Karinella Mieres, José Millano, Carlos Carrillo y Saulo Mendoza, por su
amistad, por compartir conmigo esos días de estudio, por su dedicación al conocimiento y por
contribuir a mi aprendizaje. Por dejar en mi vida esos hermosos recuerdos y momentos que nunca
se olvidan.
A todos mis amigos por brindarme el apoyo moral y las fuerzas que siempre necesite para seguir
adelante y poder cumplir con otro objetivo en mi vida. En especial a los Ings. Marianny Rondón,
Isabel Prieto, Yoshie Amino, Diego Osorio, Francisco Chirinos y Roberto Devis, por sacarme de
apuros en los momentos, por estar ahí en el momento y el lugar indicado.
A mi grupo de trabajo del Instituto de Cálculo Aplicado, por confiar en mí y por el apoyo
incondicional que me han brindado.
A mi Asociación de Guías Scouts de Venezuela, por forjar valores en mí, que han sido tan
valiosos y primordiales en mi vida, por crear una conciencia llena de responsabilidades, fuerzas y
valentías para asumir riesgos, por contribuir en un 100% junto con la crianza de mis padres a ser
lo que soy!
A todos aquellos que de una u otra forma me brindaron su apoyo a lo largo de mi maestría de
Ingeniería de Gas.
A todos MUCHAS GRACIAS
Ing. Zulay Yudith Rosal Silva
TABLA DE CONTENIDO
Página RESUMEN………………………………………………………………………………….... 3 ABSTRACT………………………………………………………………………………...... 4 DEDICATORIAS……………………………………………………………………………. 5 AGRADECIMIENTOS……………………………………………………………………… 7 TABLA DE CONTENIDO…………………………………………………………………... 11 LISTA DE FIGURAS………………………………………………………………………... 15 LISTA DE TABLAS…………………………………………………………………………. 20 INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………........ 22 CAPÍTULO
I INFORMACIÓN GENERAL………………………………………………………….. 25 1.1. Ubicación Geográfica……………………………..…………………………...…. 25 1.2. Objetivo General…………………………………..…………………………..…. 26 1.3. Objetivos Específicos…………………………………..……………………...…. 26 1.4. Planteamiento del Problema………………………………..………………...…... 26 1.5. Justificación y Delimitación de la Investigación……………………………….… 27 1.6. Antecedentes de la Investigación…………………………………….…………... 27 1.7. Metodología a Utilizar……………………………………..…………………….. 28
II FUNDAMENTOS TEÓRICOS………………………………………………………... 30 2.1. Recuperación Mejorada de Crudo……………………………………………….. 30 2.2 . Recuperación Térmica……………………………………………….……………. 31 2.2.1. Inyección de Vapor……………………………………….……………………. 32 2.2.2. Inyección Continua de Vapor (ICV) ……………………………………….….. 33 2.2.3. Inyección Alternada de Vapor (IAV) ………………………………………….. 34 2.2.4. Inyección Alternada de Vapor Más Gas (IAV+GAS)………………………..… 35 2.2.4.1. Procedimiento para la Aplicación del Proceso IAV+GAS………………….…. 36 2.2.5. SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) ………………………….………… 36 2.2.6. Empuje de Vapor y Gas (SAGP) ………………………………….…………… 38 2.2.6.1. Metodología del SAGP………………………………………………………... 38 2.2.6.2. Funcionamiento del SAGP………………………………………….………… 39 2.2.6.3. Regiones que Conforman la Cámara de Vapor en el SAGP…………………... 40 2.2.6.4. Configuración de Pozos y Mecanismos………………………….….…………. 42 2.2.6.5. Ubicación de los Pozos………………………………..…………….……….… 45 2.2.6.6. Tiempo de Inyección del Gas en el SAGP…………………………………….. 48 2.2.6.7. Consideraciones en el SAGP.………………………………………..………… 49 2.2.6.8. SAGP en Yacimientos Estratigráficos…………………………………………. 51
2.2.6.9. Algunas desventajas de otros Métodos de Recuperación Mejorada con respecto al SAGP…………………………………………….………...……………….. 51
2.3. Recuperación por Inyección de Gases…….……………………………………….. 52 2.3.1. Mantenimiento de la Presión…………………………………………….….…… 53 2.3.2. Desplazamiento de Crudo a Condiciones Inmiscibles…………………………... 54 2.3.3. Desplazamiento de Crudo a Condiciones Miscibles………………….…………. 54 2.3.4. VAPEX (Extracción por Vapor)………………………………………..………... 55 2.3.4.1. Pasos desarrollados durante un Proceso de Extracción por Vapor (VAPEX)..... 56
Página 2.3.4.2. Mecanismos que Intervienen durante el Proceso VAPEX….…………...…….. 57 2.3.4.3. Ventajas del Proceso VAPEX………………..……….……………………….. 58 2.3.4.4. Factores que Afectan el Proceso de Extracción por Vapor………………...….. 58 2.3.4.5. Selección del Solvente a Inyectar………….……………….………………….. 58 2.3.4.6. Cuadro comparativo entre SAGD y VAPEX………………………...…….….. 62 2.3.5. Inyección de Dióxido de Carbono (CO2)………………………………………... 63 2.3.5.1. Formas de Inyectar el CO2…………………………………………….………. 64 2.3.5.2. Mecanismos del Proceso de Inyección de CO2………………………………... 65 2.3.5.3. Presión Mínima de Miscibilidad……………………….………………………….. 67 2.3.5.4. Efectos de la Inyección de CO2 en las Propiedades del Yacimiento…………... 68 2.3.5.5. Criterios para la Aplicación del Proceso de Inyección de CO2………………... 68 2.3.5.6. Problemas frecuentes durante la inyección de CO2……………………………. 72
2.3.5.7. Factores y criterios a considerar para la selección de proyectos de inyección de CO2………….……………………………….…………………………………………..
73
2.4. Simulación Numérica de Yacimiento…………………….………………….…..… 75 2.4.1. Fundamentos de la Simulación de Yacimientos…………………………….…… 76 2.4.2. Tipos de Simuladores……………………….……………….…………………... 76 2.4.3. Tipos de Simuladores Comerciales a Utilizar………………………….………... 77 2.4.3.1. Simulador STARS……………………….……….……………………….…… 78 2.4.3.2. Simulador GEM……………………………….……….…………………...….. 79 2.4.3.3. Herramienta WinProp……………………….……………….………………… 79 2.4.4. Procesos o Etapas de un Modelo de Simulación Numérica de Yacimientos.…… 80 2.4.5. Concepto de Modelaje………….…….………………………………………….. 84 2.4.5.1. Celda y Pasos de Tiempo (Gridblock y Timestep)…………………….…….. 84 2.4.5.2. Consecuencia de la Discretización………………………..………………….. 85 2.4.5.3. Funciones Explícitas e Implícitas…………………………………………….. 86
III MODELO GEOESTÁTICO……….……………………………………………. 89 3.1. Modelo Estático…………………………………………….………….………….. 89 3.2. Modelo Geoestadístico…………………………………………….………….…… 89 3.2.1. Modelo Estructural y Estratigráfico 3D………………………….………………. 90 3.2.2. Modelado de Facies……………………….……………….…………………….. 94 3.2.2.1. Registros Sintéticos de Facies Arenas y Lutitas……………………………….. 95 3.2.2.2. Análisis Estadístico de Facies Arena-Lutita…………………………………… 96 3.2.2.3. Simulación Estocástica de Objetos…………………………………………….. 98 3.2.2.4. Integración Modelo Estocástico de Lutitas y Modelo Determinístico………… 100 3.3. Modelado de Propiedades Petrofísicas (Porosidad y Permeabilidad)……………... 102 3.3.1. Modelado de Porosidad………………………………………………………….. 102 3.3.2. Modelado de Permeabilidad……………………………………………………... 106
IV INGENIERÍA CONVENCIONAL…………………………………………………….. 108 4.1. Datos Básicos……………………………………………………………………… 108 4.2. Comportamiento de Producción……………………………………………….…... 109 4.3. Comportamiento de Presión……………………………………………………….. 110 4.4. Propiedades de los Fluidos…………………………………………………….…... 111 4.5. Balance de Materiales……………………………………………………………… 112
V MODELO DINÁMICO………………………………………………………………… 114 5.1. Mallado de Simulación………….…………………………………………………. 114
Página 5.1.1. Diseño Óptimo del Mallado……………………………………………………... 114 5.1.2. Propiedades……………………………………………………………………… 116 5.2. Propiedades Roca-Fluido………………………………………………….……….. 117 5.2.1. Permeabilidades Relativas……………………………………………………….. 117 5.2.2. Presiones Capilares………………………………………………………………. 119 5.3. Datos de Pozo……………………………………………………………………… 120 5.3.1. Eventos & Trayectorias………………………………………………………….. 120 5.3.2. Data Recurrente………………………………………………………………….. 121 5.4. Inicialización del Modelo de Simulación………………………………………….. 122 5.4.1. Zonas de Permeabilidades Relativas…………………………………………….. 122 5.5. Cotejo Histórico……………………………………………………………………. 125 5.5.1. Inicialización en Imex…………………………………………………………… 125 5.5.2. Migración de Imex a Stars……………………………………………………….. 134 5.5.2.1. Fluidos…………………………………………………………………………. 135 5.5.2.2. Presión…………………………………………………………………………. 139 5.5.2.3. Hundimiento o Subsidencia……………………………………………………. 142 5.5.2.4. Propiedades Térmicas de la Roca y los Fluidos……………………………….. 144 5.6. Ajuste Numérico…………………………………………………………………… 153 5.7. Sensibilidades del Cotejo Histórico………………………………………………... 154 5.7.1. Cotejo de Producción de Crudo………………………………………………….. 156 5.7.1.1. Curva de Permeabilidad Relativa al Petróleo y Sgc…………………………… 156 5.7.1.2. Compresibilidad de la Roca……………………………………………………. 159 5.7.1.3. Modificadores de Volumen Poroso……………………………………………. 162 5.7.1.4. Nueva Realización (Vsh y Phie)……………………………………………….. 163 5.7.2. Cotejo del Índice de Productividad de los Pozos………………………………... 164 5.7.3. Cotejo de Producción de Agua………………………….……………………….. 168 5.7.3.1. Nueva Representación del Contacto Agua-Petróleo…………………………... 168 5.7.3.2. Disminución de la Zona de Transición………………………………………… 170 5.7.4. Cotejo de Corte de Agua de los Pozos…………………………………………... 171 5.8. Resultados Obtenidos……………………………………………………………… 176 5.8.1. Cotejo de Hundimiento y Presión………………………………………………... 176 5.8.2. Cotejo de Campo y Parcelas……………………………………………………... 177
VI MARCO METODOLÓGICO…………………………………………………… 191 6.1. Parámetros Considerados………………………………………………………….. 191 6.2. Metodología de las Tecnologías Aplicadas………..………….…………………… 195 6.2.1. Inyección de Dióxido de Carbono (CO2)………………………………………... 195 6.2.1.1. Parámetros de Inyección……………………………………………………….. 197 6.2.1.2. Sensibilidades para la Tasa de Inyección de CO2……………………………… 197 6.2.2. Inyección de SAGP……………………………………………………………… 197 6.2.2.1. Sensibilidades para la Inyección de SAGP…………………………………….. 198 6.2.3. Inyección de VAPEX (Extracción por Vapor)…………………………………... 200 6.2.3.1. Selección del Solvente a Inyectar……………………………………………… 200 6.2.3.2. Caracterización de los Fluidos en la Herramienta Winprop…………………… 210 6.2.3.3. Pozos Utilizados para el VAPEX……………………………………………… 219 6.2.3.3.1. Sensibilidades para la Tasa de Inyección (VAPEX)………………………… 220 6.2.4. Inyección de IAV + GAS………………………………………………………... 220 6.2.4.1 Parámetros de Inyección………………………………………………………... 220
Página 6.2.4.2. Sensibilidades para la Tasa de Inyección de Vapor…………………………… 221 6.2.4.3. Sensibilidades para la Tasa de Inyección de Gas……………………………… 221
VII RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN………………………………...………… 222 7.1. Análisis de Resultados…………………………………………………………….. 222 7.1.1. Caso Base………………………………………………………………………... 222 7.1.2. Predicciones de los Procesos Seleccionados…………………………………….. 225 7.1.2.1. Predicción para la Inyección de CO2…………………………………………... 225 7.1.2.2. Predicción para la Inyección de SAGP………………………………………… 230 7.1.2.3. Predicción para la Inyección de VAPEX……………………………………… 234 7.1.2.4. Predicción para la Inyección de IAV+GAS…………………………………… 236 7.1.3. Comparación de los Métodos……………………………………………………. 241 7.1.3.1. Comparación de los procesos de Inyección de SAGP y VAPEX……………... 241 7.1.3.2. Comparación de los procesos de Inyección de IAV+GAS y CO2……………... 243
CONCLUSIONES…………………………….………….…………………….…………... 246 RECOMENDACIONES……………………….………………………….……………….. 248 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS…………………..……………………………….…... 249
LISTA DE FIGURAS
Figura Página
1. Ubicación Geográfica del Yacimiento BACH-01. .................................................................... 26 2. Métodos de Recuperación Mejorada. ........................................................................................ 31 3. Esquema de un Proceso de Inyección........................................................................................ 32 4. Esquema de un Proceso de Inyección de Vapor........................................................................ 33 5. Esquema de inyección continúa de vapor (ICV). ...................................................................... 34 6. Esquema de inyección alterna de vapor (IAV).......................................................................... 35 7. Esquema del proceso SAGD. .................................................................................................... 37 8. Vista del proceso SAGD. .......................................................................................................... 37 9. Regiones que conforman la Cámara de vapor en el SAGP. ...................................................... 41 10. Arreglo de pozos inyectores verticales y un pozo horizontal productor. ................................ 42 11. Arreglo de un pozo horizontal inyector y un pozo horizontal productor. ............................... 43 12. Distribución de la temperatura en la cámara de vapor para los dos arreglos de pozos
anteriores. .............................................................................................................................. 44 13. Arreglo de un pozo inyector gas aparte del inyector de vapor. ............................................... 45 14. Distribución de la temperatura en la cámara de vapor para los dos arreglos de pozos
anteriores. .............................................................................................................................. 45 15. Ubicaciones recomendables (A) y no recomendables (B) y (C) entre pozos horizontales para
un proceso SAGP. ................................................................................................................. 47 16. Diagrama del espaciamiento entre parejas de pozos. .............................................................. 47 17. Esquema Típico de Inyección de Gas para Mantener la Presión. ........................................... 53 18. Canalización Durante el Barrido con Gas. .............................................................................. 54 19. Vista frontal del Pozo Inyector y Productor del Proceso VAPEX. ......................................... 55 20. Esquema del proceso VAPEX................................................................................................. 56 21. Diagrama de fase de hidrocarburos puro (Presión vs. Temperatura). ..................................... 60 22. Diagrama de fase de Mezclas de Hidrocarburo (Presión vs. Temperatura). ........................... 62 23. Esquema del proyecto de inyección de CO2. ........................................................................... 64 24. Modelo estático original. ......................................................................................................... 70 25. Sistema de Fallas del Modelo Estructural. .............................................................................. 92 26. Límites del mallado geológico o volumen de control. ............................................................ 93 27. Vista del Modelo 3D yacimiento Bach-01. ............................................................................. 93 28. Mapa de facies determinístico intervalo AP60........................................................................ 94 29. Registro sintético de indicador de lutitas (roca no yacimiento) y arenas (roca yacimiento).. 95 30. Curva de proporción vertical. .................................................................................................. 96 31. Proporción de lutita por facies intervalo AP60. ...................................................................... 97 32. Distribución areal de la proporción de lutitas AP60. .............................................................. 97 33. Realización de distribución de arenas y lutitas Capa 5 AP60. ................................................ 98 34. Geometría de los objetos asignados a las lutitas. .................................................................... 99 35. Ajuste de la realización de objetos de lutita y rellenos de facies de arenas con la data de pozo
– Capa 5 intervalo AP60...................................................................................................... 100 36. Realización de la distribución de facies final Capa 5 AP60.................................................. 101 37. Resolución vertical del nuevo modelo de facies. ................................................................. 101 38. Histograma con la distribución probabilista de la variable porosidad................................... 102 39. Transformada de la variable porosidad. ............................................................................... 103
Figura Página
40. Modelado del Variograma vertical de la Transformada Normal de Porosidad de la Facie Canal intervalo AP40. ......................................................................................................... 104
41. Modelado del Variograma horizontal de la Transformada Normal de la Porosidad de la Facie Canal intervalo AP40. ......................................................................................................... 105
42. Realización de porosidad Capa 5 AP60. ............................................................................... 106 43. Realización de permeabilidad Capa 5 AP60. ........................................................................ 107 44. Datos Básicos del Yacimiento BACH-01. .............................................................................. 91 45. Comportamiento de Producción del Yacimiento BACH-01. ................................................ 110 46. Mapa Isobárico 2005-2006.................................................................................................... 111 47. Modelo estático mejorado. .................................................................................................... 115 48. Curvas de Permeabilidades Relativas – Sistema Agua-Petróleo........................................... 118 49. Curvas de Permeabilidades Relativas – Sistema Gas-Petróleo. ............................................ 118 50. Función J (Muestras) vs. Función J (Ajustada). .................................................................... 119 51. Presión Capilar vs. Sw - Curva “Base”. ................................................................................ 120 52. Representación del CAPO. Saturación de Agua Inicial. ....................................................... 124 53. Curvas de Pc para cada Zona de Saturación.......................................................................... 124 54. Corte de Agua vs. Tiempo. IMEX vs. IMEX_01.................................................................. 126 55. Corte de Agua vs. Tiempo. IMEX_01 vs. IMEX_02............................................................ 127 56. Tasa de petróleo vs. Tiempo. IMEX_02 vs. IMEX_03......................................................... 128 57. Tasa de petróleo vs. Tiempo. IMEX_02 vs. IMEX_04......................................................... 128 58. Tasa de agua vs. Tiempo. IMEX_02 vs. IMEX_05. ............................................................. 129 59. Tasa de petróleo vs. Tiempo. IMEX_02 vs. IMEX_05......................................................... 130 60. Tasa de petróleo vs. Tiempo. IMEX_09 vs. IMEX_10......................................................... 132 61. Comparación de PVT – IMEX vs. STARS. ......................................................................... 133 62. Comparación de Resultados para el Modelo – IMEX vs. STARS....................................... 134 63. Resultados de Múltiples realizaciones geológicas................................................................. 136 64. Contacto agua petróleo con y sin modificación en Pc........................................................... 137 65. Corte de agua, con y sin modificación en Pc......................................................................... 137 66. Cotejo Histórico IMEX. Tasa de Crudo. .............................................................................. 138 67. Cotejo Histórico IMEX. Corte de Agua. ............................................................................... 138 68. Cotejo Histórico STARS. Tasa de Liquido, Petróleo y %AyS. ............................................ 139 69. Localización areal de los “pseudo-pozos”............................................................................. 140 70. “Zona de Transición” Inicial con Sor=0.37........................................................................... 141 71. Perfil de presiones. Histórico vs. Simulado........................................................................... 142 72. Perfil de presiones. Histórico vs. Simulado........................................................................... 143 73. Efectos de Temperatura en la Conductividad Térmica de las Areniscas25............................ 149 74. Conductividad Térmica de las Arenas. Literatura vs. Núcleo (Somerton et al.). .................. 150 75. Conductividad Térmica vs. Temperatura para los Líquidos26.............................................. 151 76. Conductividad térmica vs. Temperatura para gases (Pratz et al.). ........................................ 152 77. Curvas de Permeabilidades Relativas. Original vs. Prueba................................................... 157 78. Tasa de Crudo vs Tiempo. Original vs. Prueba (Corey Oil). ................................................ 158 79. Tasa de Crudo vs. Tiempo. Original vs. Prueba (Sgc). ......................................................... 158 80. Relación Gas-Petróleo vs. Tiempo. Original vs. Prueba (SGC)............................................ 159 81. Historia de compactación de un segmento del campo Bachaquero (Fuente Merle et al)...... 160 82. Tasa de Petróleo vs. Tiempo. Caso Base vs. Caso (RC). ...................................................... 161 83. Hundimiento Total Acumulado. Año 1996. ......................................................................... 162 84. Tasa de Crudo vs. Tiempo. Caso Base vs. Caso (Volmod)................................................... 163
Figura Página
85. Tasa de Crudo vs. Tiempo. Caso Base vs. Caso (Nueva Realización).................................. 164 86. Representación inicial del contacto inclinado del yacimiento............................................... 169 87. Nueva Representación del CAPO inclinado del yacimiento. ................................................ 169 88. Curva de Presión Capilar vs. Saturación de Agua. Original vs. Modificada. ....................... 170 89. Corte de Agua vs Tiempo. Histórico vs. Simulado. .............................................................. 171 90. Subsidencia Total Acumulada. .............................................................................................. 177 91. Gráficas de Producción para Tasa de Petróleo, Corte de Agua y RGP. Campo Bachaquero 01.
............................................................................................................................................. 178 92. Gráficas de Tasa de Petróleo, Corte de Agua y RGP (Hist. vs. Sim.). Parcela A-230.......... 179 93. Gráficas de Tasa de Petróleo, Corte de Agua y RGP (Hist. vs. Sim.). Parcela A-231.......... 180 94. Gráficas de Tasa de Petróleo, Corte de Agua y RGP (Hist. vs. Sim.). Parcela A-239.......... 180 95. Gráficas de Tasa de Petróleo, Corte de Agua y RGP (Hist. vs. Sim.). Parcela A-240.......... 181 96. Gráficas de Tasa de Petróleo, Corte de Agua y RGP (Hist. vs. Sim.). Parcela A-241.......... 181 97. Gráficas de Tasa de Petróleo, Corte de Agua y RGP (Hist. vs. Sim.). Parcela A-242.......... 182 98. Gráficas de Tasa de Petróleo, Corte de Agua y RGP (Hist. vs. Sim.). Parcela A-243.......... 182 99. Gráficas de Tasa de Petróleo, Corte de Agua y RGP (Hist. vs. Sim.). Parcela A-244.......... 183 100. Gráficas de Tasa de Petróleo, Corte de Agua y RGP (Hist. vs. Sim.). Parcela A-245........ 183 101. Gráficas de Tasa de Petróleo, Corte de Agua y RGP (Hist. vs. Sim.). Parcela A-246........ 184 102. Gráficas de Tasa de Petróleo, Corte de Agua y RGP (Hist. vs. Sim.). Parcela A-282........ 184 103. Gráficas de Tasa de Petróleo, Corte de Agua y RGP (Hist. vs. Sim.). Parcela A-283........ 185 104. Gráficas de Tasa de Petróleo, Corte de Agua y RGP (Hist. vs. Sim.). Parcela P-14. ......... 185 105. Gráficas de Tasa de Petróleo, Corte de Agua y RGP (Hist. vs. Sim.). Parcela P-16. ......... 186 106. Gráficas de Tasa de Petróleo, Corte de Agua y RGP (Hist. vs. Sim.). Parcela V-11.02..... 186 107. Gráficas de Tasa de Petróleo, Corte de Agua y RGP (Hist. vs. Sim.). Parcela V-11.02..... 187 108. Gráficas de Tasa de Petróleo, Corte de Agua y RGP (Hist. vs. Sim.). Parcela V-230.1..... 187 109. Sub-modelo de la Parcela A-242 en STARS....................................................................... 188 110. Cotejo de producción de Petróleo del yacimiento Bach-01 y de la parcela A-242 en STARS.
............................................................................................................................................. 189 111. Cotejo de producción de Gas del yacimiento Bach-01 y de la parcela A-242 en STARS.. 189 112. Cotejo de producción de Agua del yacimiento Bach-01 y de la parcela A-242 en STARS.190 113. Cotejo del comportamiento de presión del yacimiento Bach-01 y de la parcela A-242 en
STARS................................................................................................................................. 190 114. Arreglo Hexagonal para la Inyección de CO2. .................................................................... 195 115. Facies de las arenas del yacimiento BACH-01. .................................................................. 196 116. Pozos Horizontales LL-3192_1, LL-3488_0 y LL-3769_1. ............................................... 197 117. Pozos horizontales productores e inyectores. ...................................................................... 198 118. Diagrama de Presión de Vapor vs. Temperatura................................................................. 201 119. Ventana de Selección de Herramientas. .............................................................................. 203 120. Ventana Principal de Winprop. ........................................................................................... 203 121. Ventana para Especificar el Titulo y el Sistemas de Unidades. .......................................... 204 122. Ventana para Definir los Componentes (Metano + Etano). ................................................ 205 123. Ventana para Definir los Componentes (Metano + Propano). ............................................ 205 124. Ventana para Agregar la Composición (Metano + Etano). ................................................ 206 125. Ventana para Agregar la Composición (Metano + Propano). ............................................ 206 126. Ventana para Agregar los Valores de las Escalas (Metano + Etano). ................................. 207 127. Ventana para Agregar las Fracciones del Componente Primario........................................ 207 128. Ventana para Agregar los Valores de las Escalas (Metano + Propano). ............................. 208
Figura Página
129. Ventana para Agregar las Fracciones del Componente Primario........................................ 208 130. Diagrama de Fases Mezcla #1 (Metano + Etano). .............................................................. 209 131. Diagrama de Fases Mezcla #2 (Metano + Propano). .......................................................... 209 132. Ventana de Selección de Herramientas. .............................................................................. 210 133. Ventana Principal de Winprop. ........................................................................................... 211 134. Ventana en donde se Especifica el Titulo y Sistemas de Unidades..................................... 211 135. Ventanas para definir los componentes Líquidos y Gaseosos............................................. 215 136. Ventana para Agregar los Componentes. ............................................................................ 215 137. Ventana para Agregar la Fracción de los Componentes...................................................... 216 138. Ventana para Calcular la Presión de Saturación.................................................................. 216 139. Ventana para Agregar los Valores del PVT. ....................................................................... 217 140. Ventana de Controles de Datos PVT................................................................................... 217 141. Representación Gráfica de la Data Experimental y Calculada............................................ 218 142. Pozos Utilizados para el VAPEX. ....................................................................................... 219 143. Comportamiento de Producción de la Parcela A-242 hasta el 01/12/2025. ........................ 223 144. Comportamiento de Presiones de la Parcela A-242 hasta 2025. ......................................... 223 145. Comportamiento de Producción de los pozos LL-2153_0, LL-3158_1, LL-3427_1 y LL-
0127_2 hasta el 01/01/2025................................................................................................. 224 146. Comportamiento de la Producción en frío vs. Inyección de CO2 de los pozos LL-3157_0,
LL-3158_1 y LL-3167_1 variando la tasa de inyección de CO2......................................... 225 147. Comportamiento de la Producción en frío vs. Inyección de CO2 de los pozos LL-3185_0,
LL-3773_1 y CO2 variando la tasa de inyección de CO2. ................................................... 226 148. Comportamiento de la Producción en frío vs. CO2 del pozo LL-3157_0 variando la presión
de inyección......................................................................................................................... 227 149. Comportamiento de la Producción en frío vs. CO2 de los pozos LL-3158_1, LL-3167_1 y
LL-3185_0 variando la presión de inyección. .................................................................... 228 150. Comportamiento de la Producción en frío vs. CO2 de los pozos LL-3773_1 y CO2 variando
la presión de inyección. ....................................................................................................... 229 151. Comportamiento de producción en frío vs. Inyección de SAGP de los pozos LL-3192_1 y
LL-3488_0 variando la tasa de inyección de vapor............................................................. 230 152. Comportamiento de producción en frío vs. Inyección de SAGP del pozo LL-3769_1
variando la tasa de inyección de vapor................................................................................ 231 153. Comportamiento de producción en frío vs. Inyección de SAGP de los pozos LL-3192_1,
LL-3488_0 y LL-3769_1 variando la tasa de inyección de gas. ......................................... 232 154. Variación de la saturación de petróleo con el tiempo.......................................................... 233 155. Comportamiento de producción en frío vs. VAPEX de los pozos LL-3192_1, LL-3488_0 y
LL-3769_1. .......................................................................................................................... 235 156. Variación de la saturación de petróleo con el tiempo.......................................................... 236 157. Comportamiento de producción en frío vs. Inyección de IAV+GAS de los pozos LL-3157_0
y LL-3158_1 variando el volumen de inyección de vapor. ................................................. 237 158. Comportamiento de producción en frío vs. Inyección de IAV+GAS de los pozos LL-
3167_0, LL-3773_1 y LL-3185_0 variando el volumen de inyección de vapor................. 238 159. Comportamiento de producción en frío vs. Inyección de IAV+GAS de los pozos LL-3157_0
y LL-3158_1 variando la tasa de inyección de gas. ............................................................ 239 160. Comportamiento de producción en frío vs. Inyección de IAV+GAS de los pozos LL-
3167_1, LL-3185_0 y LL-3773_1 variando la tasa de inyección de gas. .......................... 240
Figura Página
161. Comportamiento de producción de petróleo comparando los métodos de inyección SAGP y VAPEX................................................................................................................................ 241
162. Comportamiento de producción de petróleo comparando los métodos de inyección SAGP y VAPEX................................................................................................................................ 242
163. Comportamiento de producción de petróleo comparando los métodos de inyección IAV+GAS y CO2. ................................................................................................................ 243
164. Comportamiento de producción de petróleo comparando los métodos de inyección IAV+GAS y CO2. ................................................................................................................ 244
LISTA DE TABLAS
Tabla Página
1. Parámetros prácticos necesarios en un proyecto de SAGP. ...................................................... 48 2. Cuadro comparativo entre SAGD y VAPEX. ........................................................................... 63 3. Criterios para la aplicación de CO2 como proceso miscible. .................................................... 72 4. Criterios técnicos de selección para llevar a cabo proceso de inyección de CO2 miscibles e
inmiscibles. ............................................................................................................................ 74 5. División estratigráfica y resolución vertical modelo 3D. ......................................................... 91 6. Propiedades PVT. .................................................................................................................... 112 7. Asignación de Zonas vs. Profundidades del CAPO. ............................................................... 123 8. Distribución de frecuencia de los valores de Permeabilidad................................................... 131 9. Valores de Hundimiento (Woyzechowsky et al)..................................................................... 144 10. Propiedades térmicas de las lutitas. ....................................................................................... 145 11. Propiedades térmicas de las arenas........................................................................................ 146 12. Capacidad Calorífica Volumétrica. Pozo LL-3689. .............................................................. 146 13. Conductividad Térmica. Pozo LL-3689. ............................................................................... 146 14. Propiedades Térmicas de Arena y Lutita. Pozos LL-26 y LL-3689...................................... 147 15. Valores reportados de Capacidad Calorífica24....................................................................... 148 16. Conductividad Térmica vs. Temperatura. Pozo LL-3689. .................................................... 150 17. Capacidad Calorífica Volumétrica. ....................................................................................... 152 18. Valores de conductividad térmica. ........................................................................................ 152 19. Cambios en permeabilidades absolutas para cotejo de IP. .................................................... 165 20. Cambios en Zonas de Permeabilidades Relativas (Pc).......................................................... 172 21. Apertura de comunicación vertical (PERMK). ..................................................................... 174 22. Comparación de los parámetros considerados para la Inyección del CO2 con respecto al
yacimiento BACH-01. ......................................................................................................... 192 23. Comparación de los parámetros considerados para la Inyección del IAV+GAS con respecto al
yacimiento BACH-01. ......................................................................................................... 192 24. Comparación de los parámetros considerados para la Inyección del SAGP con respecto al
yacimiento BACH-01. ......................................................................................................... 193 25. Comparación de los parámetros considerados para la Inyección del VAPEX con respecto al
yacimiento BACH-01. ......................................................................................................... 194 26. Datos PVT del pozo LL-97. .................................................................................................. 212 27. Propiedades del C7+.............................................................................................................. 212 28. Fracción Molar de Líquido y Vapor. ..................................................................................... 213 29. Propiedades Críticas del C7+.................................................................................................. 214 30. Propiedades Críticas de la Fase Líquida................................................................................ 214 31. Propiedades Críticas de la Fase Gaseosa............................................................................... 214 32. Propiedades Críticas de la Fase Líquida y Gaseosa (Xi-Yi). ................................................ 215 33. Propiedades Críticas y Constantes de Equilibrio para el Metano y Etano. ........................... 218 34. Viscosidades @ Diferentes Temperaturas en cps.................................................................. 219 35. Resultados de la Producción con la tasa óptima de inyección de 1500 MPCND de CO2..... 227 36. Resultados de la Producción con la presión óptima de inyección de 1500 lpca. .................. 229 37. Resultados de la Producción con la tasa óptima de inyección de vapor de 150 Ton/días..... 231 38. Resultados de la Producción con la tasa óptima de inyección de gas de 1000 MPCND. ..... 233 39. Resultados de la Producción con la tasa de inyección de solvente de 1500 MPCND. ......... 235
Tabla Página
40. Resultados de la Producción con el volumen óptimo de inyección de vapor de 5000 Toneladas............................................................................................................................. 239
41. Resultados de la Producción con la tasa óptima de inyección de gas de 1500 MPNCD. ..... 241 42. Tabla de comparación de los métodos SAGP y VAPEX. ..................................................... 242 43. Tabla de comparación de los métodos IAV+GAS y CO2. .................................................... 245
22
INTRODUCCIÓN
En vista de que en Venezuela existen una gran cantidad de yacimientos de crudos pesados
altamente viscosos, cuya extracción representa un reto para los ingenieros de petróleo; y además
el notable déficit de gas, el cual hace que muchos de los proyectos de inyección de gas en
nuestros yacimientos en el occidente del país hayan sido suspendidos, son razones por las que se
ha planteado la necesidad de estudiar fuentes alternas para la recuperación de este tipo de crudo
altamente viscoso.
Los procesos de Recuperación Mejorada surgen como una alternativa para incrementar la
recuperación de hidrocarburos, modificando las características de los fluidos y las fuerzas
capilares que actúan sobre ellos. La Recuperación Mejorada se fundamenta principalmente en
técnicas sofisticadas en la operación; suele ser de alto costo, pero muy efectivas, así pues, la
Recuperación Mejorada de hidrocarburos se define como la producción de petróleo, mediante la
inyección de un fluido que, además de desplazar el petróleo, modifica favorablemente los
mecanismos de recuperación de hidrocarburos. Las técnicas pueden ser aplicadas en cualquier
etapa durante la explotación del yacimiento; de hecho, existen formaciones que por sus
características geológicas y petrofísicas, sólo pueden ser explotadas mediante técnicas de
Recuperación Mejorada.
Existen varios factores que juegan un papel determinante en la selección de la alternativa
económicamente más atractiva, estos factores son: El tipo de roca y las características que tienen
mayor influencia sobre el esquema de explotación, es sin duda, la porosidad, la permeabilidad, el
fluido del yacimiento, y el último factor determinante, es el fluido de inyección que será
introducido al yacimiento. La selección del fluido a inyectar, ya sea para mantener la presión del
yacimiento, desplazar o modificar la movilidad de los hidrocarburos, se llevará a cabo con base
en el análisis de la interacción molecular entre el fluido inyectado y los hidrocarburos que
constituyen la reserva.
Esta investigación centra su estudio en el yacimiento Bachaquero 01, de la Unidad de
Explotación Lagunillas Lago (UELL), perteneciente a la División Occidente de Petróleos de
Venezuela S.A. (PDVSA), que constituye una de las acumulaciones petrolíferas de mayor
importancia dentro de la base de recursos de crudo pesado, debido a que cuenta con un POES de
23
6.621 MMBLS, unas reservas recuperables de 1.073 MMBLS y un Factor de recobro de 16,2%.
Este yacimiento se caracteriza principalmente por tener una viscosidad de 635 cps y una
gravedad 12 °API, lo que determina que el petróleo que se produce es crudo pesado, por lo cual
se le debe aplicar métodos de recuperación que aumenten la producción general del yacimiento.
El total de pozos completados hasta la fecha es de 739, entre verticales y horizontales. Los datos
de presión indican que ésta ha declinado continuamente desde su presión inicial de 1.400 lpca
hasta alcanzar intervalos entre 750-1.150 lpca con un fuerte soporte del acuífero en los bordes
costa afuera del yacimiento, lo cual da como resultado afluencia de agua.
Debido a que el yacimiento BACH-01 es muy grande se considerará una de sus parcelas, la
parcela A-242 como área de estudio, la cual se encuentra ubicada en el área central del
yacimiento BACH-01 y presenta un POES de 968 MMBLS con unas reservas recuperables de
156,8 MMBN, y para Septiembre del año 2006, alcanzó una tasa de producción fiscalizada de
39,9 MBNPD, con una RGP de 229 PCN/BN y un %AyS de 40 %, posee una producción
acumulada de 481 MMBls de petróleo, con una gravedad °API de 12 y una viscosidad de 635 cps
a 128 °F.
Considerando que el yacimiento ya ha sido sometido a un proceso de recuperación
mejorada, mediante la inyección alterna de vapor y que existe todavía 1073 MMBN de petróleo
por recuperar en el yacimiento, de los 6621 MMBN que representa el POES oficial, se plantea la
necesidad de evaluar diferentes esquemas y patrones de inyección como VAPEX (Vapor
solvente), Empuje de vapor y gas (SAGP), inyección alternada de vapor más gas (IAV+GAS), y
CO2, como métodos de extracción de fluidos del yacimiento, y así poder aumentar la
recuperación de las reservas de petróleo pesado.
En este proyecto se propone desarrollar un modelo de simulación numérica que represente
la estructura y las condiciones dinámicas del flujo del yacimiento, utilizando los simuladores
STARS y GEM. El mismo resultará integrando los modelos existentes (estructural, estratigráfico,
petrofísico, etc.), además del comportamiento de producción y presión, lo que permitirá tener una
mejor caracterización del yacimiento, evaluar las reservas y analizar el método más factible bajo
diferentes escenarios.
24
La investigación se realizara en la Gerencia de Estudios Integrados en la U.E Lagunillas
Lago perteneciente a la empresa estatal Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). Se utilizarán
aplicaciones e información presentes de una forma clara, precisa y organizada permitiendo la
utilización óptima de los recursos de manera de obtener los mejores para este tipo de
investigación. Igualmente se cuentan con todos los recursos informáticos (Software y Hardware)
y de infraestructura necesarias para obtener el máximo valor agregado. Este trabajo puede ser
desarrollado, debido a que se cuenta con toda la información necesaria para alcanzar los objetivos
propuestos, adicionalmente toda la disposición por parte de la empresa PDVSA en apoyar dicho
estudio.
CAPITULO I
INFORMACIÓN GENERAL
1.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El yacimiento BACH-01, se encuentra ubicado en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo,
al Sur de la ciudad de Lagunillas, conformado por una porción en el Lago de Maracaibo, con un
área aproximada de 95 Km² y una porción en tierra con un área aproximada de 120 Km². Este
yacimiento pertenece a la Unidad de Explotación Lagunillas Lago, el cual hasta Mayo del año
2008, alcanzó una tasa de producción de 36,76 MBNPD, con una RGP de 261 PCN/BN y un 41,8
%AyS, posee una producción acumulada de 505 MMBN de petróleo, con una gravedad °API de
12 y una viscosidad de 635 cps a 128 °F. El total de pozos completados hasta la fecha es de 739,
entre verticales y horizontales. La ubicación geográfica del Yacimiento se observa en la Figura
1.
Figura 1. Ubicación Geográfica del Yacimiento BACH-01.
GRANDE
MARACAIBO TIA
BACHAQUER
L A G O D E
M A R A C A I B O
ZONA EN RECLA
LAGUNILLAS
YACIMIENTO BACH-01
N
26
1.2. OBJETIVO GENERAL
Construir un modelo de simulación numérica para cada uno de los procesos definidos:
Vapex, Empuje de Vapor y Gas, Inyección Alternada de Vapor más Gas e Inyección de CO2, que
represente la estructura y dinámica de flujo del yacimiento BACH-01 del Campo Lagunillas
Lago, con la finalidad de evaluar la factibilidad de implementar cada uno de los procesos, y
determinar así el más apropiado de acuerdo a las características del yacimiento, con el propósito
de aumentar las reservas recuperables.
1.3. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Revisar el Modelo Estático (Estratigráficos, Estructural, Sedimentológico y Petrofísico).
• Actualizar las fichas de los pozos, mediante la aplicación Documents, Sisub y carpeta de
pozos.
• Revisar las propiedades de los fluidos del yacimiento (PVT).
• Actualizar el comportamiento de producción/presión del yacimiento.
• Construir el modelo de simulación del yacimiento con los simuladores STARS y GEM.
• Cotejar el modelo de simulación numérica en STARS y GEM.
• Calibrar el modelo de simulación numérica en STARS y GEM.
• Evaluar la factibilidad de implementar VAPEX, SAGP, IAV+GAS e Inyección de CO2,
realizando sensibilidades en los modelos de simulación específicos, para cada proceso.
• Determinar cuál de estos métodos es el más apropiado a las condiciones actuales del
yacimiento.
1.4. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Los yacimientos de crudos pesados y extrapesados se caracterizan por tener recobros y
productividades primarias muy bajas, por lo que se ha visto la necesidad de aplicar diferentes
métodos, entre estos los de recuperación térmica, que permitan mayor facilidad de extracción ó
producción del hidrocarburo. El yacimiento BACH-01 de la Unidad de Explotación Lagunillas
Lago (UELL), perteneciente a la División Occidente de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA),
constituye una de las acumulaciones petrolíferas de mayor importancia dentro de la base de
recursos de crudo pesado, ya que cuenta con un POES de 6621 MMbls, unas reservas
recuperables de 1073 MMBLS y un Factor de recobro de 16.2%. El yacimiento BACH-01 se
27
caracteriza principalmente por tener una viscosidad de 635 cps y una gravedad 12 °API, lo que
determina que el petróleo que se produce es crudo pesado, por lo cual se le debe aplicar métodos
de recuperación que aumenten la producción general del yacimiento.
Por esta razón, se ha planteado la necesidad de implementar procesos como Vapex, Empuje
de Vapor y Gas (SAGP), Inyección Alternada de Vapor más Gas (IAV+GAS), e Inyección de
CO2 en dicho yacimiento, para poder determinar así, cuál de todos estos métodos es el más
factible e idóneo para aumentar el factor de recobro en el yacimiento y con ello la producción del
crudo pesado del mismo.
Debido a que el yacimiento BACH-01 es muy grande se considerará una de sus parcelas, la
A-242 como área de estudio, la cual presenta un POES de 968 MMBLS con unas reservas
recuperables de 156.8 MMBN. Para Abril del año 2008, se registró una tasa de producción de
65,75 BNPD, con una RGP de 250 PCN/BN y un 24,6 %AyS, posee una producción acumulada
de 65,23 MMBLS de petróleo, un total de 99 pozos y 45 pozos activos.
1.5. JUSTIFICACIÓN Y DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN
La evaluación y análisis del estudio del yacimiento BACH-01 permitirá definir cuál de los
métodos nombrados anteriormente es el más factible y apropiado para este yacimiento, y poder
trazarnos nuevas estrategias de explotación. El estudio se realizara en Petróleos de Venezuela
S.A. en la Gerencia de Estudios Integrados del Distrito Tía Juana, Unidad de Explotación
Lagunillas Lago ubicada en el Edificio Exploración y Producción de PDVSA, Avenida 5 de
Julio, Maracaibo Estado Zulia.
1.6. ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN
A través de los años, se han realizado distintas pruebas para conocer el comportamiento de
la inyección de solvente en la extracción de crudo, así como su eficiencia. Los primeros estudios
e investigaciones relacionadas con el proceso VAPEX comenzaron en los años 1974 por Robert
Allen quien realizó los primeros experimentos. Allen probó la extracción de Bitumen en
Athabasca - Canadá con inyección de propano y etano en ciclos en un paquete modelo,
demostrando que la inyección de solvente era un buen proceso para recuperar crudo pesado.
Durante el transcurso de los años 80, muchos de los investigadores interesados en la extracción
de crudos pesados continuaron desarrollando técnicas. En 1981, Roger Butler desarrolló la
técnica SAGD (Steam Assited Gravity Drainage) utilizada para recuperar petróleo extrapesado en
28
Canadá y en 1991, propuso el proceso de extracción por vapor VAPEX como una alternativa
eficiente y rentable en la producción de yacimientos de crudo pesado y bitúmenes, análoga a
SAGD, consagrada como una tecnología de origen canadiense. El proceso SAGP, por sus siglas
en inglés “Steam and Gas Push” fue también estudiado por Butler en los años 1999 y 2000
durante las pruebas de laboratorio realizadas en Canadá para la extracción de crudos pesados.
En cuanto a lo que se refiere a los estudios realizados sobre el proceso de Inyección
Alternada de Vapor más Gas (IAV+GAS) entre el año 2003 y 2004 se aplicó el proceso en 42
pozos del yacimiento BACH-01, entre verticales y horizontales. De dicha aplicación se realizó
una base de datos, en donde se especificó los resultados, que hasta la fecha se habían obtenido,
como producción acumulada de agua y petróleo, tasas diarias y temperaturas medidas en cabezal,
de manera de poder observar el comportamiento general de producción de los pozos y en abril del
2006 se realizó la evaluación del proceso IAV+GAS en los pozos horizontales del yacimiento
BACH-01. En muchos yacimientos de Venezuela se ha implantado como método de recuperación
secundaria la inyección de Gas Natural, pero debido al déficit de gas actual que existe en
occidente del país se ha planteado la posibilidad de inyectar otro tipo de fluidos gaseosos como el
Dióxido de Carbono. Existen varios trabajos a escala mundial que han estudiado la inyección de
Dióxido de Carbono en los yacimientos de petróleo pesado.
1.7. METODOLOGÍA A UTILIZAR • Para la validación del modelo estático se utilizará la aplicación PETREL la cual permitirá
revisar y comparar los modelos estratigráficos, petrofísicos, sedimentológicos y
estructurales, con los estudios existentes hasta la fecha.
• Se revisarán y actualizarán las fichas de pozos para cargar los eventos hasta la fecha de
actualización, con la ayuda de Documents, Sisub, Dims32 y carpeta de pozos.
• Se revisarán las propiedades de los fluidos presentes en el yacimiento.
• Mediante las aplicaciones OFM y AICO se obtendrá la producción de petróleo, gas y agua
para el yacimiento.
• Se realizarán y analizarán los comportamientos de presión para estimar tendencias del
yacimiento del estudio.
• Se construirá la malla de simulación, inicialización, cotejo histórico y la calibración por
pozo y del yacimiento, mediante los simuladores STARS y GEM.
29
• Se evaluarán los diferentes escenarios para los procesos de VAPEX, SAGP, IAV+GAS e
Inyección de CO2.
• Se determinará cuál de estos métodos es el más apropiado a las condiciones actuales del
yacimiento.
CAPITULO II
FUNDAMENTOS TEÓRICOS 2.1 . RECUPERACION MEJORADA DE CRUDO1
La recuperación mejorada de petróleo EOR (del inglés: Enhanced Oil Recovery) se refiere a
todos los procesos utilizados para recuperar más petróleo de un yacimiento del que se lograría por
métodos primarios. En su mayoría consisten en inyección de gases o químicos líquidos y/o en el
uso de energía térmica, los cuales suministran energía externa al yacimiento.
Los fluidos inyectados y los procesos de inyección complementan la energía natural
presente en el yacimiento para desplazar el petróleo hacia un pozo productor.
Además, los fluidos inyectados interactúan con el sistema roca/fluido, debido,
posiblemente, a mecanismos físicos y químicos y a la inyección o producción de energía térmica,
a fin de crear condiciones favorables para la recuperación del petróleo. Tales interacciones
pueden, por ejemplo, dar lugar a una disminución de la tensión interfacial, hinchamiento del
petróleo, reducción de su viscosidad, modificación de la humectabilidad o comportamiento
favorable de fases.
Considerando esto y debido a la existencia de varios métodos de recuperación, se estudia de
acuerdo a las propiedades de cada yacimiento cuál será el más apropiado y efectivo para su
explotación. Algunos de los métodos de Recobro de Crudo Mejorado (EOR: Enhaced Oil
Recovery) se muestran en la Figura 2.
31
Figura 2. Métodos de Recuperación Mejorada. 2.2 . RECUPERACIÓN TÉRMICA2
Se define como un proceso donde intencionalmente se introduce calor por un pozo inyector
a las acumulaciones subterráneas de compuestos orgánicos, con el propósito de producir
hidrocarburo por medio de pozos productores. Por varias razones se utilizan los métodos térmicos
en lugar de otras técnicas de extracción, como en el caso de petróleos viscosos, que actualmente
son los de mayor interés, donde se utiliza calor para mejorar la eficiencia de desplazamiento y
extracción. La disminución de la viscosidad del crudo obtenida por el incremento de temperatura
permite no solo que el petróleo fluya más fácilmente, sino que también se obtienen razones de
movilidad más favorables. En la Figura 3 se observa el esquema de un proceso de recuperación
térmica.
32
Figura 3. Esquema de un Proceso de Inyección.
A continuación se describen algunos de los procesos de recuperación térmica para la
extracción de crudo utilizados recientemente como últimas tecnologías desarrolladas:
2.2.1. Inyección de Vapor
La inyección de vapor se emplea en depósitos que contienen petróleo muy viscoso. El
proceso consiste en inyectar vapor, el cual reduce en gran medida la viscosidad (al aumentar la
temperatura del yacimiento), lo que hace que el crudo fluya más rápidamente a una presión dada
(Ver Figura 4). Este sistema se ha utilizado mucho en California - Estados Unidos y Zulia -
Venezuela, donde existen grandes depósitos de este tipo de petróleo. Actualmente se esta
implementando en algunos pozos localizados a lo largo del río Athabasca, en la provincia de
Alberta - Canadá. Entre los métodos de inyección de vapor más importantes por su aplicación, se
tiene la Inyección Continua de Vapor (ICV), Inyección Alterna de Vapor (IAV) y Drenaje
Gravitacional Asistido con Vapor (SAGD).
33
Figura 4. Esquema de un Proceso de Inyección de Vapor.
2.2.2. Inyección Continua de Vapor (ICV)
El proceso consiste en inyectar vapor a través de ciertos números de pozos inyectores,
mientras el petróleo es producido a través de pozos productores adyacentes (Figura 5). En este
caso, el comportamiento depende básicamente del tamaño del arreglo, ya que las pérdidas de
calor hacia las rocas adyacentes pueden consumir gran proporción del calor inyectado. En el
proceso los principales mecanismos que contribuyen al desplazamiento del petróleo son:
- La expansión térmica de los fluidos del yacimiento.
- La reducción de la viscosidad del petróleo.
- Destilación por vapor.
34
Figura 5. Esquema de inyección continúa de vapor (ICV).
2.2.3. Inyección Alternada de Vapor (IAV)
La inyección alterna de vapor fue descubierta accidentalmente en Venezuela en el año
1.957, cuando la empresa Shell Oil Company desarrollaba una prueba de inyección continua de
vapor en el Campo Mene Grande. Luego fue empleada en California en el año de 1.960 y
actualmente ha pasado ha ser una técnica económicamente confiable.
Este, es un método de estimulación de pozos, que consiste en inyectar en determinado pozo,
un volumen preestablecido de vapor por un periodo que va de una a tres semanas (Ver Figura 6).
Después de la inyección, se cierra el pozo y se deja en remojo por unos pocos días, con el
propósito de permitir que el vapor caliente la formación productora y se disperse uniformemente
alrededor del pozo. Luego se abre nuevamente el pozo a producción hasta que el proceso deje de
ser económicamente rentable.
35
Figura 6. Esquema de inyección alterna de vapor (IAV).
2.2.4. Inyección Alternada de Vapor Más Gas (IAV+GAS)3
Este proceso de Recuperación Mejorada consiste en inyectar Gas Natural Seco por tubería
durante el tiempo de remojo luego de la Inyección Alternada de Vapor, aproximadamente durante
6-7 días.
La Inyección de gas por tubería luego de la IAV fue sugerido inicialmente en el año 1974
por Weinstein, Pursley y Sheldon. Los cuales demostraron un incremento de aproximadamente
un 50% en la producción de crudo y en la relación petróleo extra / vapor, en comparación con la
inyección de vapor solamente.
La Inyección de Gas por Tubería luego de IAV ha sido probada en campos de dos formas:
- Inyectando gas antes de la inyección de vapor.
- Inyectando gas después de la inyección del vapor.
En cuyas pruebas se obtuvo un incremento muy satisfactorio de producción, en donde el
petróleo adicional fue producido durante los primeros cuatro meses de la fase de producción.
Estas pruebas se estudiaron a través de simuladores, en donde se demostró que los pozos tienen
mejor comportamiento cuando el gas es inyectado después del vapor.
36
Existen diferentes variables que afectan este proceso como lo son; El volumen total de gas
inyectado, el tiempo de remojo, la presión de inyección del gas y su composición.
2.2.4.1. Procedimiento para la Aplicación del Proceso IAV+GAS
1.- Cerrar la válvula de brazo de producción y realizar una conexión entre la válvula de línea de
gas y la válvula del brazo opuesto.
2.- Verificar a nivel de múltiple de gas lift, que el pozo esté instrumentado para supervisar los
parámetros de inyección de gas (presión y caudal).
3.- Inyectar gas por tubería durante 6 días aprox. con la válvula merla 100% abierta.
4.- Activar el pozo a producción en flujo natural ó con un volumen de gas lift recomendado.
2.2.5. SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage)
El proceso de Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor (SAGD), fue desarrollado por
Butler en el año 1.981, para la recuperación in situ del bitumen de las arenas lutíticas petrolíferas.
En el proceso se aprovecha la segregación vertical del vapor a través de un par de pozos
horizontales. El proceso consiste en inyectar vapor de forma continua en un pozo horizontal
ubicado por encima y paralelo a un segundo pozo horizontal productor. El vapor inyectado tiende
a elevarse formando una “cámara de vapor”, este vapor fluye dentro de la cámara y condensa en
las interfaces liberando calor, el cual es transferido principalmente por conducción a los
alrededores del yacimiento. El petróleo en la vecindad de la cámara es calentado, reduciendo su
viscosidad, aumentando su movilidad y drenando este hacia el pozo productor4.
El mecanismo de drenaje del petróleo es por gravedad, desde los alrededores del perímetro
de la cámara hacia la parte baja en el pozo productor, el vapor condensado también drena con
éste (Ver Figura 7).
37
Figura 7. Esquema del proceso SAGD.
Durante el proceso SAGD, el vapor inyectado por el pozo superior se eleva formando una
cámara y el petróleo cae en contracorriente. La interfase del vapor elevándose es inestable y
desarrolla un adedamiento en contracorriente del vapor con el petróleo cayendo (Ver Figura 8).
Figura 8. Vista del proceso SAGD.
A los lados de la cámara donde el vapor contacta los líquidos drenados, la interfase es
estable. El calor es transferido por conducción y los líquidos drenan hacia abajo en dirección
aproximadamente paralela a la interfase. Cabe destacar, que el proceso SAGD nunca hubiese sido
38
posible sin el advenimiento de los pozos horizontales a finales de los setenta, los cuales a su vez
presentaron su evolución con el transcurrir de los años.
2.2.6. Empuje de Vapor y Gas (SAGP)5, 6
A pesar de que los crudos pueden ser producidos a través de pozos horizontales a tasas
rentables, el factor de recobro generalmente es pequeño a causa de una temprana declinación de
la presión del yacimiento o por la irrupción de agua a producción. El proceso de Segregación
Gravitacional Asistida por Vapor (SAGD) resuelve este problema permitiendo gran tasa de
producción con solo una pequeña caída de presión, ya que esta es mantenida por la inyección de
vapor. Este proceso se utiliza con el propósito de que el vapor inyectado forme una cámara de
vapor dentro del yacimiento y por encima del pozo productor, permitiendo así que el petróleo se
caliente y reduzca su viscosidad (y en consecuencia aumente su movilidad) para que pueda
drenar con facilidad hacia el pozo productor y finalmente obtener altos recobros.
La necesidad de reducir las pérdidas de calor hacia la formaciones suprayacentes y la
excesiva cantidad de calor que es necesario suministrarle al yacimiento para lograr una
temperatura uniforme dentro de toda la cámara de vapor en el SAGD, hizo necesario que un
grupo de empresas en conjunto con la Universidad de Calgary (Canadá), desarrollaran teorías y
experimentos de laboratorios para mejorar este proceso. Para lograr lo antes mencionado se
añadió una pequeña concentración de gas no condensable (como el metano) al vapor, lo que dio
paso a un nuevo mecanismo de recuperación mejorada denominado: Empuje de Vapor y Gas
“SAGP” (Steam and Gas Push), el cual mejora la eficiencia térmica del proceso dando como
resultados considerables ahorros en los volúmenes de vapor a inyectar.
2.2.6.1. Metodología del SAGP
El proceso SAGP consiste, al igual que en el caso SAGD, en colocar pozos horizontales
productores cerca de la base del yacimiento y por debajo de los pozos horizontales inyectores,
con una separación de unos pocos metros entre ellos (2 a 15 metros). Al inicio del proceso se
circula vapor, a una tasa de inyección baja, tanto por los pozos inyectores como por los
productores, para precalentar el crudo entre los pozos y aumentar su movilidad. Después de la
etapa de precalentamiento, se cierra la circulación de vapor por los pozos productores y se deja la
inyección continua de vapor con una pequeña concentración de gas no condensable
(generalmente 1% de metano) por los pozos inyectores. Esta inyección, creará una cámara de
39
vapor y gas la cual calentará al crudo, disminuirá su viscosidad y aumentará la movilidad del
mismo haciendo fluir por la interfase de la cámara junto con el condensado del vapor hacia los
pozos productores. Adicionalmente y a diferencia del SAGD, el gas dejado después de la
condensación ascenderá hacia el tope del yacimiento ocupando el volumen poroso dejado por el
petróleo drenado, proporcionando presión al yacimiento, además de actuar como desplazante de
petróleo mientras el gas avanza hacia el tope, es decir, convirtiéndose en un mecanismo adicional
de producción.
Aunque el porcentaje de metano en el fluido inyectado es bajo, el tope de la cámara
contiene una concentración bastante alta de gas no condensable (CH4) producto de la constante
condensación del vapor a medida que éste cede calor al crudo que esta en contacto con la cámara.
Durante el proceso, cierta cantidad de gas es producido junto con el fluido, esto ocurre en
las cercanías del pozo productor, lo que permite altas temperaturas en esa zona, y por ende la
viscosidad del crudo en esa zona será menor.
Por encima del pozo inyector, el gas no condensable se acumula y el gradiente de
temperatura se desarrolla entre el pozo inyector y la interfase gas-liquido. La temperatura encima
del inyector, en la cámara y en la interfase, es controlada por la tasa de inyección de vapor. La
presión es mantenida por la tasa de inyección de gas y vapor, la distribución de la temperatura es
controlada por la relación vapor-gas de la mezcla y por la salida del gas con la producción.
2.2.6.2. Funcionamiento del SAGP
Para lograr entender cual es el principal propósito de este proceso, basta con realizar un
experimento sencillo que pueda representar el fenómeno físico que ocurre en este proceso. Dicho
proceso consiste en utilizar un envase cerrado, cilíndrico y en posición vertical con un orificio en
la base, el cual esta inicialmente tapado. El envase es llenado completamente con líquido y luego
el orificio es abierto a la atmósfera. La abertura del orificio no permite que el fluido salga del
envase fácilmente, sin embargo haciendo una segunda perforación, pero ahora en el tope del
cilindro, se permitirá que el aire entre y el liquido fluya relativamente libre. El aire entra y
mantiene la presión en el tope del cilindro, cae por debajo de la atmosférica y el gradiente de
presión resultante contrarresta la fuerza de gravedad, lo que hace que el fluido no caiga con la
misma velocidad. Mientras que cuando el envase tiene un orificio en el tope, el gas puede ser
visto como desplazante del líquido.
40
En los procesos SAGD y SAGP se puede observar que el fenómeno antes descrito permite
que el petróleo no solo se movilice por calentamiento sino también por gravedad, ya que al
igualar las presiones verticalmente el fluido es drenado con menos restricciones. Sin embargo, en
el SAGD convencional esto solo puede pasar si la cámara se mantiene a la temperatura de
saturación del vapor, dado que cuando el vapor es enfriado se condensa (y deja de ser gaseoso).
Esta limitación es solventada por el SAGP porque el gas residual dejado por la condensación, al
segregarse puede convertirse en un mecanismo adicional de expansión y contribuir al
desplazamiento del crudo. En este proceso los dedos de gas se elevan dentro del yacimiento
calentándolo y logrando que la presión ejercida por éste desplace el crudo hacia abajo.
2.2.6.3. Regiones que Conforman la Cámara de Vapor en el SAGP
Los investigadores que crearon este proceso, lograron observar mediante un modelo
experimental de laboratorio, la formación de dos regiones características dentro de la cámara de
vapor: Región de Vapor y Región de Gas.
Región de Vapor
Esta región contiene el pozo inyector, y es caracterizada por una temperatura muy cercana
a la de saturación de vapor a la presión del yacimiento. La mayor parte del vapor inyectado es
condensado dentro de esta región, mientras que el gas no condensable mezclado con una pequeña
fracción del vapor inyectado, generalmente se mueve hacia arriba a través del frente de
condensación, y logra ocupar el espacio poroso vacío dejado por el petróleo drenado. El exceso
de flujo de gas se mueve hacia abajo al pozo productor, al igual que el vapor condensado.
Región de Gas
Un fenómeno interesante que se ha observado en todo el experimento del modelo SAGP,
es que el gas sube rápidamente al tope, logrando ocupar una porción de éste antes de que en la
parte superior del yacimiento (modelo) incremente su temperatura en unos pocos grados. Luego
de que el gas alcanza el tope, se expande a lo largo de la parte superior de la superficie del
yacimiento como una especie de casquete. Esto ocurre debido a que el gas sube en forma de
dedos dentro del yacimiento ocupando solo una pequeña fracción de la sección transversal del
mismo. Inicialmente este adedamiento desplaza muy poco petróleo, pero es mucho mas
significante la presión que éste lleva a la parte superior del yacimiento, ya que cuando el gas
41
fluye hacia arriba, por expansión aumenta el nivel energético del yacimiento contribuyendo al
desplazamiento del petróleo hacia el pozo productor.
El diagrama de la Figura 9, representa una sección vertical del yacimiento durante una
operación de recuperación mediante el proceso de SAGP, donde se pueden observar las
principales regiones que se forman durante el proceso.
Figura 9. Regiones que conforman la Cámara de vapor en el SAGP.
Cuando la producción de un yacimiento de petróleo convencional, se basa principalmente
en el mecanismo de drenaje por gravedad, además no existe estimulación térmica, la saturación
de petróleo es baja en el tope e incrementa hacia la base de la formación. Esta distribución de la
saturación ocurre porque el flujo de petróleo es mucho mayor hacia el fondo de la estructura y la
permeabilidad relativa así como la saturación deben ser mas altas para permitir el flujo, ya que el
drenaje por el gradiente de presión esta limitado al ejercido por la gravedad.
En el SAGP, la situación referida anteriormente es diferente dado que en la región de gas
existe un gradiente de temperatura causado por el flujo de calor hacia el tope. Este gradiente de
temperatura resulta en un gradiente vertical de viscosidad de petróleo. La saturación de petróleo
tiende aumentar hacia el fondo a causa del incremento en el flujo, pero al mismo tiempo tiende a
caer debido a que el incremento de la temperatura causa una reducción en la viscosidad del crudo.
De esta manera, existe un requerimiento de altos de movilidad en la parte baja del yacimiento
debido a las importantes reducciones que se logran en los valores de la viscosidad del crudo (µ),
aun cuando se tengan valores bajos de permeabilidad y saturación de petróleo. El resultado es que
42
la saturación de petróleo tiende a tener un máximo en la parte media de la arena con valores
relativamente mas bajo en el tope y en la base del intervalo productor.
2.2.6.4. Configuración de Pozos y Mecanismos
La ubicación de los pozos y los diferentes arreglos que se han diseñado para desarrollar un
proyecto de SAGP, además de cómo actúa el mecanismo en cada configuración, se evaluarán a
continuación para determinar si los posibles niveles de recobro que se obtengan pueden
garantizar la rentabilidad del proyecto.
a. Pozos Verticales Inyectores y un Pozo Horizontal Productor
En este arreglo se utilizan los pozos verticales existentes como inyectores y se perfora un
pozo horizontal productor de la longitud de la proyección de los pozos verticales en el plano
horizontal. Este pozo estará ubicado a pocos metros de la base del yacimiento o del contacto
agua-petróleo y separado de los pozos verticales (en forma paralela a su última completación)
una distancia de 3 a 7 m aproximadamente. En caso de no cumplirse este paralelismo, no se podrá
garantizar el desarrollo eficiente de la cámara de vapor. En la Figura 10 se puede apreciar este
arreglo.
Figura 10. Arreglo de pozos inyectores verticales y un pozo horizontal productor.
b. Un Pozo Horizontal Inyector y un Pozo Horizontal Productor
El presente arreglo a continuación (Figura 11), consta de una pareja de pozos
horizontales que tienen normalmente de 500 a 700 metros de sección horizontal, es preferible
43
que ambas tengan la misma longitud, donde el pozo buzamiento arriba es el inyector y el pozo
buzamiento abajo es el productor. El pozo productor debe estar a pocos metros de la base de la
columna de petróleo y separado del pozo inyector de forma paralela y en la misma dirección. Este
espaciamiento dependerá de las condiciones de cada yacimiento (heterogeneidad, continuidad de
las arenas, espesores y relación kv/kh).
Figura 11. Arreglo de un pozo horizontal inyector y un pozo horizontal productor.
En las configuraciones mostradas anteriormente la mezcla de vapor y gas inyectado a
través de un pozo horizontal o varios verticales, forman la cámara de vapor. Como el vapor se
condensa en la interfase de la cámara por las pérdidas de calor, el gas se acumula detrás del frente
de condensación, y como resultado la concentración de gas se hace grande en la parte superior del
yacimiento y cerca de la interfase.
La temperatura en la cámara depende de la presión parcial del vapor, la cual es afectada
por la concentración del gas. En la Figura 12 se muestra, mediante un corte vertical del
yacimiento y transversal a los pozos horizontales, las tres zonas con diferentes niveles de
temperatura dentro de la cámara de vapor, donde solo una pequeña región cerca del pozo
productor y el inyector se calienta a la temperatura del vapor. La temperatura en la parte superior
de la cámara es baja debido a la acumulación de gas no condensable. Así el calor perdido hacia
las formaciones suprayacentes y la cantidad de calor requerida en el yacimiento se reducen por la
menor temperatura en la cámara.
44
Figura 12. Distribución de la temperatura en la cámara de vapor para los dos arreglos de pozos anteriores.
c. Pozo Inyector de Gas a parte de un Pozo Horizontal Productor e Inyector de Vapor
Esta configuración se puede apreciar en la Figura 13, donde se coloca un pozo inyector de
gas localizado horizontalmente aparte del pozo horizontal productor. En este caso también debe
ser reemplazado el pozo inyector horizontal por varios verticales, con la diferencia que en esta
oportunidad la inyección del vapor y la producción del crudo se hace por el mismo pozo.
El adedamiento del gas inyectado a la formación desplaza el petróleo hacia el pozo
productor. Como el gas se acerca al pozo productor, la razón de movilidades entre el gas y el
petróleo se reduce debido al incremento de la temperatura cerca del pozo productor, lo que hace
que este tienda a segregarse hacia el tope por la gran diferencia en densidades entre el gas no
condensable y el crudo pesado. Por lo tanto con una selección cuidadosa de los parámetros de
inyección y producción, la conificación del gas puede ser minimizada.
45
Figura 13. Arreglo de un pozo inyector gas aparte del inyector de vapor.
Al igual que en las dos configuraciones anteriores, en este caso se puede distinguir la
distribución de la temperatura principalmente en tres zonas, las cuales se ilustran en la Figura 14.
Figura 14. Distribución de la temperatura en la cámara de vapor para los dos arreglos de pozos anteriores.
2.2.6.5. Ubicación de los Pozos
Una de las grandes dificultades tanto para el proceso SAGP como para el SAGD consiste en
la ubicación y espaciamiento de los pozos, por ende se recomienda el uso de herramientas
especializadas para este tipo de trabajo (como por ejemplo: Parallel Well Tracking ‘PWT’ y el
46
Magnetic Guidance Tool ‘MGT’) mientras se perfora. Una inapropiada ubicación de los pozos o
si estos no se encuentran separados en forma paralela y en la misma dirección, podría generar
pérdidas en el drenaje de las zonas con altas saturaciones de fluidos, es decir, disminuir la
eficiencia del proceso.
♣ Separación en Superficie
En superficie, cuando se habla de dos pozos horizontales, se recomiendan que los mismos
estén separados por lo menos unos 20 metros de distancia entre uno y otro para mantener un
rango de seguridad y no permitir que mientras se realice la perforación exista una colisión entre
los hoyos.
♣ Distancia Vertical entre Pozos
Cuando se use el arreglo más sencillo, es decir, el de pozos verticales inyectores y un pozo
horizontal productor, se tratara de ubicar el pozo horizontal por debajo de los pozos verticales a
una distancia en dirección vertical en un rango que va de 2 a 15 metros.
La separación de los mismos en el plano vertical es un factor determinante en la rapidez y
una formación de la cámara de vapor. Esta separación va a depender de propiedades del
yacimiento como: conductividad térmica, permeabilidad absoluta, permeabilidad vertical,
viscosidad del crudo, movilidad del crudo, temperatura del yacimiento, etc. En el arreglo de
parejas de pozos horizontales la separación vertical entre ellos tendrá un rango de 2 a 15 metros
(6 a 30 pies), ubicado en forma paralela y en la misma dirección.
♣ Distancia Lateral entre Pozos
El desplazamiento lateral entre pozo inyector y productor dependerá de las condiciones de
exactitud de la ubicación de los mismos. Este desplazamiento tiene un rango de variación para
obtener un eficiente proceso de SAGP que va de 6 a 10 metros en dirección lateral. Sin embrago,
este desplazamiento no es beneficioso para la producción del pozo, por lo que se trata que los
pozos se encuentren en el mismo plano vertical. Para lograr una mayor exactitud en la
localización de los pozos, se recomienda el uso de las herramientas de ubicación apropiadas, tales
como PWT y MGT (las cuales fueron señaladas anteriormente), durante la perforación del pozo.
En la Figura 15 se puede observar la ubicación recomendable entre los pozos (el pozo horizontal
productor en el mismo plano vertical que el horizontal inyector), así como arreglos no
recomendables, para una misma configuración de pozos horizontales.
47
Figura 15. Ubicaciones recomendables (A) y no recomendables (B) y (C) entre pozos horizontales para un proceso SAGP.
♣ Distancia entre Parejas de Pozos
La determinación del espaciamiento entre parejas de pozos es un parámetro de diseño
importante que impacta sobre la rentabilidad de un proyecto de SAGP.
La separación entre pozos, esta influenciada por las condiciones del yacimiento descritas
anteriormente, pero hay que tomar en cuenta la necesidad de realizar un estudio detallado
(Simulación Numérica) para verificar esta distancia, ya que la relación vapor-petróleo en el
proceso SAGP depende en forma determinante de dicho espaciamiento. En la Figura 16 se puede
observar, como errores significativos en este parámetro pueden dejar gran cantidad de petróleo
remanente que pudiera ser producido.
Figura 16. Diagrama del espaciamiento entre parejas de pozos.
48
A continuación se presenta la Tabla 1 con los parámetros y propiedades prácticas
apropiadas, que se deben tomar en cuenta al realizar un proyecto de SAGP.
Tabla 1. Parámetros prácticos necesarios en un proyecto de SAGP.
2.2.6.6. Tiempo de Inyección del Gas en el SAGP
Cuando la cantidad de gas no condensable acumulado aumenta en la cámara de vapor, la
temperatura desciende debido a una reducción en la presión parcial del vapor. Por ejemplo, el
vapor a la presión de 725 psi condensa a 264 °C, mientras que cuando exista una concentración
de 50% de metano, el vapor condensa a 224 °C a la misma presión. Por otro lado la existencia de
una gran cantidad de metano en la cámara de vapor crea una zona de transición, donde la
condensación es pequeña debido a un cambio gradual en composición y temperatura a
condiciones de saturación.
Por lo tanto la inyección temprana del gas (cuando la cámara de vapor aun no se ha
formado o esta en proceso de formación) reduce la tasa del avance lateral de dicha cámara debido
al descenso del promedio de la temperatura. Además en la parte superior de la cámara donde se
concentra la mayor parte del gas, la condensación se reduce por la baja concentración del vapor.
A causa de esto, el flujo de calor convectivo por condensación disminuye.
Ahora bien, como el propósito principal de la adición de gas en el vapor, es reducir las
pérdidas de calor a la formación suprayacente, por reducción del promedio de la temperatura en
PARAMETRO VALOR
Conductividad Térmica Buena
Espesor > 30 ft
Gravedad del Crudo 5-15 °API
Permeabilidad > 0.8 D
Porosidad > 20 %
Saturación de Agua < 25 %
Separación en Superficie entre Pozos 20 mts
Separación entre Productor e Inyector 2-15 mts
Separación Lateral entre Parejas de Pozos Aprox. 100 mts
Separación Lateral entre Pozo Inyector y Productor Máx. 6 mts
49
la cámara, se sugiere comenzar la inyección del gas cuando la cámara este próxima al tope del
yacimiento. Para esto, es necesario en primer lugar, un estudio de simulación numérica con
diferentes tiempos de inyección del gas y luego un buen monitoreo de la expansión de la cámara
de vapor, con el fin de determinar el momento óptimo para iniciar dicha inyección.
2.2.6.7. Consideraciones en el SAGP
Las principales consideraciones que hay que tomar en cuenta para la posible aplicación de
un proyecto de SAGP, se presentan a continuación:
♣ Geología
El conocimiento Geológico del área de estudio es de gran importancia, puesto que mostrará
si es o no factible la aplicación de cierto método de recuperación secundaria. Los espesores de la
formación, la continuidad de las arenas, el buzamiento, el tipo de arcilla, las fallas existentes y el
tipo de roca entre otros, indicaran (en el caso de un proyecto de SAGP) la ubicación y
completación exacta de los pozos y en consecuencia el buen funcionamiento de esta metodología.
♣ Estudios Económicos
Se debe tener en cuenta la existencia o la implementación de una planta generadora de
vapor, cabezales térmicos, tuberías con juntas de expansión, aislantes térmicos, pozos
horizontales, compresores de gas, etc. Por esta y otras razones (costo final de los pozos) muchas
operadoras pudieran ver como muy atractiva la aplicación de este método.
Otro factor a considerar es el tiempo que requiere el proceso para obtener las producciones
esperadas de petróleo, ya que en muchos casos se pudiera hablar de más de 2 años, situación que
requiere de una evaluación económica detallada en lo que respecta a la rentabilidad del proyecto,
en el marco del horizonte económico que se haya establecido.
♣ Perforación y Completación de Pozos
Esta fase es una de las más críticas del proyecto, dado que hay que emplear los
conocimientos y estudios realizados en las áreas de geología, petrofísica y yacimientos para
lograr la ubicación esperada de los pozos. Otras de las fases importantes del proyecto es la
completación de los pozos, puesto que se trabajará con vapor a presión lo que implica el uso de
materiales aptos para estas condiciones (aislantes térmicos, juntas de expansión, etc.).
50
♣ Facilidades de Superficie
La ubicación de plantas de vapor en la zona del proyecto, las leyes ambientales y las
permisologías exigidas por los entes gubernamentales tienen que ser consideradas ya que en
muchos casos éstas implican gastos que pudieran conducir a que el proyecto no sea
económicamente rentable.
♣ Iniciación y Producción
El período de iniciación del proyecto es uno de los más relevantes, pero con la implantación
de las herramientas y medidores necesarios hoyo abajo, puede resultar bastante sencillo. La
creación de la cámara de vapor puede tomarse de pocas semanas a pocos años. Este tiempo de
formación de la cámara de vapor dependerá de la correcta ubicación de los pozos, así como de la
distancia entre ellos; igualmente este lapso de tiempo se ve influenciado por la presión del
yacimiento, tasa y presión de inyección del vapor y del gas, período de circulación y condiciones
de heterogeneidad del yacimiento.
♣ Instrumentos Hoyo Abajo
En el diseño y realización de un proyecto piloto de SAGP, se puede tomar en cuenta la
perforación de pozos de observación verticales, para verificar el buen desarrollo de la cámara de
vapor.
Es recomendado el uso de un sensor de fibra óptica a lo largo del pozo de observación, y de
los pozos horizontales y verticales que pertenezcan al proyecto de SAGP, dado que resulta más
fácil controlar las tasas de inyección de vapor y el buen desarrollo de la cámara de vapor. Los
sensores en el cable de fibra óptica (termocuplas) presentan, en el tiempo real, las condiciones de
temperatura de la cámara con una buena resolución por pie de tubería de los pozos y sobre todo
del pozo productor, lo que indicará el avance de la cámara de vapor y las posibles formaciones de
dedos de vapor que irrumpan y produzcan una cámara de vapor deficiente, esto conducirá a
deficiencias en el desplazamiento del petróleo. El cable es cementado desde es hoyo hasta la
superficie y desde allí hasta los equipos de monitoreo.
Los sensores de presión y temperatura son de gran importancia para el chequeo constante de
los pozos inyectores y productores, tal como fue descrito en el párrafo anterior, ya que ayudan a
establecer las tasas óptimas de inyección de vapor.
51
Por otro lado, si existen pérdidas de calor entre la superficie y el hoyo, es de gran utilidad el
uso de geles aislantes o de tuberías continuas aislantes, para conservar las propiedades del vapor
(particularmente la calidad) por más tiempo.
2.2.6.8. SAGP en Yacimientos Estratigráficos
Cuando la cámara de vapor en el SAGP se desarrolla en un yacimiento homogéneo, hay un
continuo crecimiento de los dedos de gas en la zona de petróleo por encima del frente de
condensación del vapor, el cual fluye hacia la parte superior de la estructura reemplazando el
petróleo que es drenado. Como resultado de lo anterior, la presión en el tope del yacimiento,
donde se acumula el gas, aumenta casi al nivel de la presión de la cámara. Este incremento en
presión permite drenar el petróleo al pozo productor.
La situación es diferente cuando existe un estrato intermedio con baja permeabilidad. Por
debajo del estrato de baja permeabilidad, el petróleo drena a una velocidad mayor que por encima
de éste, ya que el gas asciende por el estrato a una tasa menor que esta determinada por el flujo
del crudo que drena hacia la parte inferior de la roca yacimiento por gravedad, el cual depende a
su vez de la permeabilidad del estrato.
La tasa a la cual el petróleo fluye en la parte superior del estrato de baja permeabilidad es
menor a la que seria posible si todo el gradiente de gravedad estuviese disponible, ya que el
petróleo (que es calentado por convección) no puede fluir a esa tasa dentro del estrato. El drenaje
de la parte superior del estrato esta limitado por la baja permeabilidad de éste. A causa de esta
baja tasa, el gradiente de presión dentro del tope del estrato es menor que el que corresponde al
gradiente de gravedad y a diferencia de lo que sucede en un yacimiento homogéneo, la presión en
el tope del yacimiento es significativamente menos que en la cámara.
2.2.6.9. Algunas desventajas de otros Métodos de Recuperación Mejorada con respecto al SAGP
A continuación se presentan algunas causas por las cuales sería importante aplicar el
Empuje de Vapor y Gas (SAGP) en lugar de otras técnicas de recuperación de crudos pesados:
• El SAGP prolonga la energía del yacimiento y permite altos recobros, pero por sus altos
requerimientos de calor el proceso esta limitado económicamente a yacimientos de
52
excelentes propiedades roca-fluido tales como: saturación de petróleo, porosidad,
permeabilidad, espesor de arena, etc.
• En el SAGD, el calor latente es llevado al tope del yacimiento por el vapor, y para esto la
cámara tiene que llegar hasta ese nivel, mientras que en el SAGP no es necesario llevar el
calor latente al tope, ya que el adedamiento del gas lleva la suficiente presión y la
convección térmica necesaria para proporcionar calentamiento mas allá de la zona de
condensación del vapor que esta sobre y a los lados del pozo productor.
• En la inyección continua del vapor la conificación del vapor al pozo productor es muy
temprana, debido a que esta no utiliza largos pozos productores horizontales ubicados en la
base del yacimiento, a diferencia del SAGP y SAGD.
• Con pozos horizontales, sin necesidad de calentar el yacimiento, razonables tasas de
producción son posibles, pero con recobros muy bajos (generalmente menores del 10%),
debido a que la presión declina de manera acelerada o porque hay una temprana irrupción
de agua a causa de la diferencia entre las movilidades del agua y del crudo pesado.
• La inyección del gas para mantener la presión es ineficiente debido a la rápida conificación
de éste en los pozos productores, motivado a la gran diferencia existente entre la movilidad
del gas y el petróleo pesado.
2.3. RECUPERACIÓN POR INYECCIÓN DE GASES
La inyección de gas natural en yacimientos de petróleo es, al igual que la del agua, una
técnica que se ha venido utilizando desde el principio del siglo XX.
Entre las razones principales para considerar la inyección de gas natural se pueden mencionar.
♣ Mantenimiento de la Presión del Yacimiento.
♣ Desplazamiento del Crudo a Condiciones Inmiscibles.
♣ Desplazamiento del Crudo a Condiciones Miscibles.
53
2.3.1. Mantenimiento de la Presión
Inicialmente, la inyección de gas era 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 punto de burbuja, con la cual hay oportunidad de alcanzar desplazamientos
miscibles y se minimizan las posibilidades de floculación de asfáltenos.
En la mayoría de los casos el mantenimiento de presión con la inyección de gas se hace en
los yacimientos con alto buzamiento a manera de aprovechar el efecto de segregación
gravitacional a favor de la producción (Figura 17). El gas se mantiene encapsulado en el tope del
yacimiento y ejerce un efecto tipo pistón hacia abajo.
Figura 17. Esquema Típico de Inyección de Gas para Mantener la Presión.
54
2.3.2. 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 las
condiciones mostradas en la Figura 18 donde existe un fuerte efecto gravitacional. Esto se debe a
que al ser la viscosidad del gas natural unas 50 veces menor que la del agua, la consecuencia es
una relación de movilidad muy desfavorable en comparación con los proyectos de inyección de
agua.
Cuando existe efecto gravitacional debido a bajos buzamientos (Yacimientos Horizontales),
la eficiencia volumétrica del gas es sumamente baja, el gas se canaliza rápidamente hacia los
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 (Ver Figura 18).
Figura 18. Canalización Durante el Barrido con Gas.
2.3.3. Desplazamiento de Crudo a Condiciones Miscibles
En un desplazamiento de crudo a condiciones miscibles el gas inyectado se mezclará con el
petróleo para formar una fase homogénea simple. Si se revisan en la actualidad las estadísticas de
factor de recobro para los principales yacimientos a nivel mundial, se notará que usualmente los
mayores valores son alcanzados mediante la 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).
55
♣ La inyección a sido realizada sin el efecto gravitacional pero a condiciones miscibles (alta
eficiencia de desplazamiento o microscópica).
♣ La inyección a sido realizada con el efecto gravitacional y a acondiciones miscibles (alta
eficiencia volumétrica y de desplazamiento).
El último caso se presenta, la mayoría de las veces, en los proyectos con 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.
2.3.4. VAPEX (Extracción por Vapor)7
En 1991, Roger Butler, de la Universidad de Calgary, propuso una modificación al proceso
de recuperación térmica denominado SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage). Esta
modificación consiste en inyectar solvente en vez de vapor de agua para la recuperación de crudo
pesado8. De esta forma se empezó a desarrollar el proceso de recuperación no térmica conocido
como Vapex (Vapour Extraction), el cual requiere dos pozos horizontales; un pozo inyector de
solvente localizado en el tope de la formación y un pozo horizontal de producción localizado en
el fondo de la formación (Figura 19).
SAGD Inyección de vapor VAPEX Inyección de solvente
Figura 19. Vista frontal del Pozo Inyector y Productor del Proceso VAPEX.
56
2.3.4.1. Pasos desarrollados durante un Proceso de Extracción por Vapor (VAPEX)
1. Los solventes vaporizados de hidrocarburo de bajo peso molecular se inyectan en el
yacimiento a través de un pozo horizontal de inyección.
2. Los solventes disuelven inicialmente el bitumen alrededor del pozo de inyección, hasta la
entrada del petróleo diluido al pozo horizontal de la producción.
3. El vapor del solvente se levanta lentamente para formar una cámara de vapor en la matriz de
la arena sobre el pozo inyector, disuelve el bitumen en la interfaz del solvente - bitumen y se
difunde en él y lo diluye.
4. El petróleo diluido drena por gravedad al pozo productor.
5. El proyecto continúa hasta que la interfaz del petróleo - solvente comienza a descender y la
producción disminuye por debajo del límite económico de la operación (Figura 20).
Figura 20. Esquema del proceso VAPEX.
57
2.3.4.2. Mecanismos que Intervienen durante el Proceso VAPEX
• Transferencia de masa molecular
Este mecanismo se caracteriza por transferir una sustancia a través de otra a escala
molecular, es decir, cuando se ponen en contacto dos fases que tienen diferentes composiciones
la sustancia que se difunde abandona un lugar de una región de alta concentración y pasa a un
lugar de baja concentración, como el caso de VAPEX, donde ocurre básicamente una
redistribución de las moléculas pesadas del crudo al solvente que presenta moléculas livianas.
Existen dos tipos de transferencia de masa:
a) Molecular: La masa puede transferirse por medio del movimiento molecular fortuito en los
fluidos (movimiento individual de las moléculas).
b) Convectiva: La masa puede transferirse debido al movimiento global del fluido. Puede
ocurrir que el movimiento se efectúe en régimen laminar o turbulento. El flujo turbulento
resulta del movimiento de grandes grupos de moléculas y es influenciado por las
características dinámicas del flujo; tales como densidad, viscosidad, etc.
• Drenaje por Gravedad
En un yacimiento, el drenaje por gravedad ocurre por efecto de la diferencia de densidad de
los fluidos presentes, en el cual ocurre que el fluido menos denso se mueva hacia arriba y el mas
denso hacia abajo (Gas/Petróleo, Gas/Petróleo/Agua, Petróleo/Agua). En el VAPEX a pesar del
proceso de transferencia de masa, el crudo aun sigue siendo mas pesado que el solvente y por
diferencia de densidades entre estos fluidos (crudo y solvente), el crudo drena a la parte más baja
del yacimiento por efecto de gravedad, mientras que el solvente se mantiene en la parte superior.
Las características de producción, que indican la ocurrencia de un drenaje gravitacional, son
las siguientes:
• Variaciones del GOR con la estructura.
• Aparente mejora del comportamiento de las permeabilidades relativas gas/petróleo.
• Aparente tendencia al mantenimiento de presión.
58
2.3.4.3. Ventajas del Proceso VAPEX
1. Consumo de baja energía, ya que no requiere de grandes generadores de vapor como SAGD.
2. Reduce el efecto de las emisiones de gas como CO2, dañino al medio ambiente.
3. El solvente es reciclado y recuperado en superficie del petróleo producido, calentado en un
separador de baja presión para reciclar, presentando un potencial de recobro hasta de un 90%.
4. El crudo producido presenta mejores cualidades, ya que por efectos del solvente el crudo es
mejorado.
5. Presenta un gran potencial para reducir costos significativamente y ser aplicado exitosamente,
incluso en los yacimientos que tengan alta saturación de agua, baja porosidad y baja
conductividad térmica.
6. Los costos de completación del pozo son más bajos comparado a un proceso termal tal como
SAGD.
7. El proceso se puede poner en ejecución con seguridad en yacimientos de petróleo pesados
costa afuera.
8. El tamaño requerido de las instalaciones de la bomba y de las facilidades de superficie es
mucho más pequeño8.
2.3.4.4. Factores que Afectan el Proceso de Extracción por Vapor9 ♣ El costo del solvente es el factor más importante que influye en la implementación del
proceso VAPEX, ya que esto afecta la rentabilidad del proceso.
♣ El uso de solventes puede inducir a la precipitación de asfáltenos y en algunos casos
podría bloquear el flujo de crudo en la formación. No obstante, este tema es controversial
y requiere más investigación.
♣ Existen ecuaciones para modelar algunos factores individualmente, como la dispersión
mecánica, la altura de drenaje, la heterogeneidad de yacimiento, la distancia entre pozos y
la humectabilidad del medio poroso.
2.3.4.5. Selección del Solvente a Inyectar7, 8, 9, 10
En el proceso VAPEX es necesario aplicar criterios importantes para la selección del fluido
a inyectar como solvente, con el propósito de que este sea capaz de disolver y mejorar las
59
condiciones del crudo que interactúan en dicho proceso de recuperación. Para la selección del
solvente se debe considerar lo siguiente:
♣ El solvente debe permanecer como vapor en la cámara de extracción y cerca del punto de
rocío a las condiciones de yacimiento (Presión y Temperatura de yacimiento), por lo que
el solvente se debe inyectar a presiones cercanas a la del yacimiento manteniendo su
presión de vapor.
♣ El solvente deberá causar mejoras en el crudo, disminuyendo la viscosidad de este crudo
con el propósito de aumentar su movilidad, provocando un mayor recobro.
♣ El solvente deberá tener la máxima solubilidad en el petróleo para asegurar una elevada
tasa de extracción para la viabilidad económica del proceso.
♣ El tipo de solvente debe ser de bajo peso molecular como el Metano, Etano, Propano,
Butano y mezcla de estos o con gases no condensables, ya que estos fluidos son capaces
de redistribuirse molecularmente con el crudo y producir mejoras, disminuyendo la
viscosidad del petróleo a producir.
♣ El solvente no requiere de ser calentado por lo que se inyecta a la temperatura a la cual se
encuentra el yacimiento.
Las condiciones de temperatura y presión de inyección son muy importantes y deben
cumplirse durante el proceso; estas condiciones se pueden verificar mediante un diagrama de fase
P – T como se explican a continuación:
Una forma de observar el comportamiento y cambios de fase de hidrocarburos puros y
mezclas de ellos es a través de un diagrama de Presión – Temperatura (P - T), los cuales varían su
comportamiento de acuerdo al caso:
60
♣ Caso 1 (Hidrocarburos Puros)
Figura 21. Diagrama de fase de hidrocarburos puro (Presión vs. Temperatura).
En la Figura 21 se muestra un diagrama de fases típico para equilibrios Líquido - Vapor. En
base a las variables representadas en ambos ejes de coordenadas, este diagrama suele designarse
como diagrama P - T (Presión – Temperatura). El caso graficado representa la situación habitual
para el equilibrio de fases de un componente puro (Sistema de un solo componente).
En este diagrama (Figura 21) se suelen marcar algunas zonas y puntos característicos, que
son explicados a continuación:
• La curva que termina en el punto "C" une los puntos de presión y temperatura en los que
pueden coexistir la fase líquida y la fase gaseosa, también denominada presión de
saturación o vapor.
• El punto identificado como "C" hace referencia a lo que se conoce como punto crítico del
sistema. Representa la máxima temperatura y la máxima presión a la que pueden coexistir
el Gas y el Líquido.
• Las "zonas" identificadas con las letras "L" y "G" representan las áreas de este diagrama
en que el sistema se encuentra como Líquido o como Gas respectivamente.
L
G
C
61
Algunas conclusiones simples derivadas de este diagrama son las siguientes:
1. Se observa que una vez fijada la temperatura, existe una sola presión de coexistencia entre
las dos fases. A presiones mayores a ésta, todo el sistema se encuentra en fase líquida y a
presiones menores todo el sistema se encuentra en fase gaseosa. Algunos autores prefieren
llamar Vapor a la fase gaseosa cuando se encuentra a temperaturas inferiores a la
temperatura crítica (donde se puede generar líquido mediante una compresión isotérmica).
2. Cuando se varía isotérmicamente la presión de un fluido que se encuentra a temperaturas
superiores a la temperatura crítica, no se observan cambios de fase en el sistema, por
mucho que se aumente o disminuya la presión.
3. Tampoco es posible separar una fase líquida por enfriamiento de un fluido a presiones por
encima de la presión crítica.
♣ Caso 2 (Mezclas de Hidrocarburos)
En la Figura 22, se observa un comportamiento típico de mezcla de hidrocarburos,
representada en la envolvente de fases que resulta de unir las curvas de puntos de burbujeo
(Curva AC) y la curva de los puntos de rocío (Curva CB).
En los PUNTOS DE BURBUJEO (AC), el sistema se encuentra en fase líquida en
equilibrio con una cantidad infinitesimal (Burbuja) de gas.
En los PUNTOS DE ROCÍO (CB), el sistema se encuentra en fase gaseosa en equilibrio
con una cantidad infinitesimal (Gota) de líquido. Las curvas de Burbujeo y Rocío se unen en
el Punto Crítico C.
A las condiciones del PUNTO CRÍTICO las propiedades intensivas (aquellas que no
dependen de la masa: Densidad, Viscosidad, etc.) del gas y líquido son idénticas (iguales).
62
Figura 22. Diagrama de fase de Mezclas de Hidrocarburo (Presión vs. Temperatura).
La envolvente de fase divide al diagrama en tres regiones (Figura 22), la de líquido que
esta situada fuera de la envolvente y a la izquierda de la temperatura crítica; la de gas que
también esta fuera de envolvente pero a la derecha de la temperatura crítica y la de dos fases
que se encuentra dentro de la envolvente y donde se hallan en equilibrio el gas y líquido. En la
región de dos fases se encuentran las LÍNEAS DE ISOCALIDAD, que son las líneas que unen
los puntos de igual porcentaje volumétrico de líquido en la mezcla líquido – gas. Así las
curvas de burbujeo y rocío son líneas 100% y 0% de líquido, respectivamente; todas estas
curvas convergen en el punto crítico.
2.3.4.6. Cuadro comparativo entre SAGD y VAPEX
En la Tabla 2 se presenta un cuadro comparativo donde se establecen diferencias entre el
proceso SAGD y su análogo VAPEX8.
Diagrama P - T
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
-250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150 Temperatura
A B
C
Liquido
Vapor
Mezcla Vapor - Liquido Pr
esió
n
63
Tabla 2. Cuadro comparativo entre SAGD y VAPEX.
SAGD VAPEX
Se requiere de altos valores de temperatura
(por encima de los 200 °C) para el caso de los
yacimientos de crudos pesados en Venezuela.
No se requiere elevar la temperatura, la
temperatura del yacimiento es favorable al
proceso (aprox. 60 °C, para el caso de los
yacimientos de crudo pesado en Venezuela.)
Se requiere de equipos resistentes a altas
temperaturas y a la corrosión debida a la
inyección de agua. Se requieren equipos sencillos que trabajen a
temperaturas normales y con poco contacto
con agua.
El proceso esta basado en una transferencia
de calor del vapor al medio.
El proceso esta basado en una transferencia
de masa, las moléculas más pesadas pasan al
solvente que presenta solo moléculas de
hidrocarburo liviano.
La calidad del crudo permanece igual. La calidad del crudo mejora.
2.3.5. Inyección de Dióxido de Carbono (CO2)11, 12, 13
El dióxido de carbono (CO2) a condiciones atmosféricas es un gas incoloro, inodoro e
insípido; cinco veces más pesado que el aire. Es incarburente, incapaz de producir combustión
alguna. Se le conoce comúnmente en todas sus formas físicas: gas, líquido y sólido (hielo seco).
Es un compuesto utilizado comúnmente en forma gaseosa en proyectos de recuperación mejorada
de crudos. Este gas puede obtenerse a partir de fuentes naturales, como subproducto de plantas
químicas o fertilizantes, y su separación de gases de combustión o gas natural, entre otros.
Cuando la presión en un yacimiento candidato se ha visto disminuida durante la producción
primaria y en algunos casos bajo recuperación secundaria por inyección de agua, esta debe ser
restaurada previo a la inyección de CO2 para lograr esto, debe diseñarse un proyecto de inyección
de agua que permita represurizar el yacimiento hasta alcanzar presiones donde el CO2
preferentemente sea miscible con el crudo de la formación.
Aún cuando el CO2 no sea miscible con el crudo al primer contacto, cuando este gas es
inyectado, se genera un frente miscible debido a la transferencia gradual de compuestos livianos
de hidrocarburos presentes en el crudo con el CO2. Este frente miscible esencialmente es un
banco de gas enriquecido constituido de CO2 e hidrocarburos de bajo peso molecular. Bajo
64
condiciones favorables de presión y temperatura, este frente se puede hacer soluble con el crudo
de la formación haciéndose más fácil su desplazamiento hacia los pozos productores (Figura 23).
La inyección de CO2 puede efectuarse inicialmente con la inyección de un volumen (tapón)
determinado para después desplazar el frente miscible con agua para incrementar la eficiencia de
barrido y minimizar los volúmenes de CO2 requeridos, así como, los costos de un proyecto
determinado. La inyección de estos fluidos puede llevarse a cabo de forma alternada, proceso que
se conoce como inyección alternada de agua y gas (WAG o Water Alternating Gas).
Figura 23. Esquema del proyecto de inyección de CO2.
2.3.5.1. Formas de Inyectar el CO2
♣ CO2 Gaseoso
El CO2 obtenido como material de desecho de plantas petroquímicas, de tratamiento de gas
ó de plantas criogénicas, se encuentra en estado gaseoso a baja presión. Este gas se comprime
usualmente a presiones supercríticas (dependiendo de las condiciones del yacimiento y de la
presión de miscibilidad) para inyectarlo a los yacimientos. Cuando el CO2 se encuentra en estado
supercrítico en las tuberías sólo fluye una fase gaseosa densa, lo cual asegura bajas pérdidas de
presión durante su transporte hacia el pozo.
♣ CO2 Líquido
Algunos ejemplos de inyección de CO2 líquido mencionan que durante la inyección se
mantiene la tubería de inyección en compresión (contrario a lo que se hace en pozos de inyección
de vapor) para permitir el encogimiento de la tubería (≡ 22", Prof. 3068') debido a las bajas
65
temperaturas, logrando así tasas de inyección de 0.5 Bls/min y durante 20 horas inyectando 590
Bls. de CO2 líquido.
2.3.5.2. Mecanismos del Proceso de Inyección de CO2 Para comprender acertadamente la forma de cómo el CO2 desplaza el petróleo almacenado
en la roca, es importante describir el comportamiento que exhibe dicho componente cuando está
en contacto con los fluidos presentes en el yacimiento. Debido a las propiedades del dióxido de
carbono, existen diferentes mecanismos responsables del aumento del recobro:
♣ Expansión o hinchamiento del crudo (generalmente este efecto aumenta la gravedad
API del crudo)
Cuando la presión del yacimiento disminuye, el CO2 disuelto en el crudo desprende,
expandiéndose y originando una fuente adicional de energía, similar a la proporcionada por el gas
de solución en el crudo. Adicionalmente, el CO2 vaporiza ciertos componentes del petróleo con
el cual se pone en contacto.
Si la presión es lo suficientemente alta, al entrar en contacto el CO2 y el crudo, podrán
formar una sola fase, por lo cual el crudo es desplazado mediante un proceso miscible, de esta
forma se puede obtener una recuperación teórica del 100%. La presión de miscibilidad está, por
lo general, a varios cientos de libras por encima de la presión a la cual se inicia el mecanismo de
extracción, y dependerá de la temperatura del sistema y de la composición del crudo.
Comúnmente, en condiciones típicas de yacimiento, el CO2 y el petróleo en el mismo no son
directamente miscibles, a través de contactos múltiples, mediante la transferencia de masa entre
los fluidos inyectados y desplazados, se generan zonas continuas de una sola fase, lo cual
favorece el recobro de crudo.
♣ Reducción de la viscosidad del crudo (mejorando la relación de movilidad)
El CO2 cuando se disuelve en un crudo reduce la viscosidad del mismo de 10 a 100 veces su
valor original. Cuando el crudo está saturado con CO2, a medida que aumenta la presión
disminuye la viscosidad debido al incremento de la solubilidad del CO2 en el crudo. En cambio,
en crudos que tienen deficiencia de CO2 (subsaturados) como la cantidad de CO2 permanece
constante, a medida que se incrementa la presión, la viscosidad del crudo aumenta debido a la
disminución de las distancias intermoleculares por efecto de la presión.
66
A elevadas temperaturas donde la solubilidad del CO2 en el crudo es menor, la reducción de
viscosidad no es tan pronunciada como a bajas temperaturas, como era de esperarse, la reducción
de viscosidad por efecto del CO2 es mayor que por efecto del gas natural o del metano, ya que
como se mencionó anteriormente la solubilidad del CO2 en los crudos es mucho mayor que la del
gas natural y el metano.
♣ Incremento de la densidad del crudo
Aunque parezca extraño, al saturar un crudo liviano con CO2 la densidad del crudo
aumenta. Este comportamiento se debe a que a condiciones del yacimiento, el CO2 tiene una
densidad cercana a la del agua y por tanto mayor que la de los crudos livianos. Además, la
densidad de un crudo saturado con CO2 es mayor que la densidad del mismo crudo saturado con
gas natural, debido a que la densidad del CO2 es mayor que la del gas natural.
Si a condiciones del yacimiento:
ρCO2 > ρo; la densidad del crudo aumenta al saturarlo con CO2.
ρCO2 < ρo; la densidad del crudo disminuye al saturarlo con CO2.
ρCO2 = ρo; no cambia la densidad del crudo.
♣ Efecto ácido sobre la roca
El CO2 disuelto en el agua de la formación produce un aumento de la permeabilidad de la
roca del yacimiento, debido a la disolución de los compuestos carbonatados que contenga. Ello
obedece a que el CO2 en presencia de agua forma ácido carbónico, el cual reacciona con los
carbonatos de calcio y magnesio presentes en las calizas y dolomitas, respectivamente, para
formar bicarbonatos solubles en agua. Esto, en ocasiones, puede ser contraproducente, ya que la
migración de finos puede taponar la formación. Adicionalmente, la presencia del CO2 disminuye
la solubilidad de los asfáltenos en el crudo, lo que podría ocasionar la deposición de los mismos y
un posible taponamiento de la formación.
♣ Vaporización y Extracción del crudo
Una de las propiedades más importantes del CO2, bajo el punto de vista de su uso en el
recobro de petróleo, es la habilidad que tiene para extraer ó vaporizar hidrocarburos de un crudo.
Al ponerse en contacto el CO2 con un crudo rico en componentes C7 – C30 a presión y
temperatura superiores a la presión y temperatura críticas del CO2, se forman dos fases: una
gaseosa compuesta por CO2 o hidrocarburos vaporizados y otra líquida del crudo remanente con
67
pequeñas cantidades de CO2. Al separar el CO2 de los hidrocarburos de la fase gaseosa, se
obtiene un condensado de gravedad API mayor que la del crudo original, a medida que aumenta
la presión, aumenta la vaporización del crudo y la gravedad API del condensado recuperado
disminuye, es decir, se vaporizan hidrocarburos de mayor peso molecular.
A la vaporización de hidrocarburos por parte del (CO2 suele llamársele VAPORIZACIÓN
RETROGRADA porque ocurre a presión y temperatura mayores que la presión y temperatura
críticas del CO2 y porque la vaporización de hidrocarburos aumenta con el incremento de la
presión del CO2).
El dióxido de carbono tiene mayor poder de vaporización o extracción de hidrocarburos del
crudo que el metano y el gas natural. El CO2 puede extraer componentes en el rango de C5-C30
(gasolina y gas-oil) con muy pocos hidrocarburos livianos y nada de pesados. Mientras el gas
natural solo vaporiza componentes de C2 a C6.
♣ Reducción de la tensión interfacial
Tanto para el sistema gas crudo como para el sistema agua crudo, lo que se traduce en una
disminución de la saturación residual de crudo.
2.3.5.3. Presión Mínima de Miscibilidad La miscibilidad entre el fluido del yacimiento y el gas desplazante suele alcanzarse después
de múltiples contactos entre el gas inyectado y el crudo del yacimiento. La presión mínima de
miscibilidad es un parámetro de interés en la selección de yacimientos candidatos a ser sometidos
a la inyección del CO2 el cual permite determinar bajo que condiciones ocurrirá el
desplazamiento (miscible, dinámicamente miscible o inmiscible). La miscibilidad depende de la
pureza del CO2, de la composición del petróleo y de la temperatura del yacimiento. La presión
mínima de miscibilidad aumenta en presencia de metano y nitrógeno porque reducen la capacidad
extractiva del CO2 y disminuye si encuentra etano o hidrocarburos intermedios. Una gravedad
API baja, refleja poco contenido de hidrocarburos extraíbles, y por ende una presión mínima de
miscibilidad alta.
Por otra parte, por lo general la temperatura de los yacimientos aumenta con la profundidad
de los mismos. Adicionalmente, la densidad del crudo así como la solubilidad de CO2 en el crudo
disminuye con el aumento de la temperatura, por lo tanto, la presión mínima de miscibilidad
requerida para un crudo determinado debe incrementarse a altas temperaturas.
68
2.3.5.4. Efectos de la Inyección de CO2 en las Propiedades del Yacimiento Durante un proceso de inyección de CO2 es factible que ocurran una serie de cambios
químicos y físicos en las rocas y fluidos del yacimiento, los cuales pudieran generar importantes
efectos que disminuyen la eficiencia del proceso. Entre los más frecuentes están: la deposición de
asfáltenos, la formación de precipitados sólidos por incompatibilidad entre el agua de formación
y el agua carbonatada, la formación de emulsiones y la disolución de carbonatos. Previo a la
implantación de cualquier proceso de inyección de CO2, deben ser revisadas estas
consideraciones a nivel de laboratorio.
Aun cuando es difícil predecir si alguno de estos problemas pudiera presentarse y en qué
extensión afectarán las operaciones de producción, es ventajoso conocer la posibilidad de que
ocurran. Esto significaría la diferencia entre un proyecto con frecuentes declinaciones y uno que
responda a problemas operacionales con soluciones estratégicas.
2.3.5.5. Criterios para la Aplicación del Proceso de Inyección de CO2 Cada yacimiento tiene una serie de propiedades particulares, cuya suma total determina la
característica del reservorio y su comportamiento cuando se somete a los diferentes métodos de
recuperación. La tarea del ingeniero es determinar tantos parámetros característicos como sea
posible y luego predecir el comportamiento y el rendimiento que se obtendrá.
En este contexto, cada característica por si sola no es un factor determinante. Por lo tanto, la
importancia asignada a una de ellas no debe ser rígida, es solo la indicación de un orden de
magnitud. Por ejemplo, una gravedad del petróleo menor de 25 °API usualmente se considera
desfavorable para la recuperación mejorada del petróleo utilizando la inyección de CO2, esto no
excluye automáticamente a todos los yacimientos que tienen petróleo más pesado de 25 °API, ya
que podrían existir otros factores favorables que contrarresten uno desfavorable. Los siguientes
criterios deben ser considerados y puestos en una perspectiva apropiada:
a. La saturación residual del petróleo es de interés primario. Si el campo ha sido inundado
con agua, la saturación residual del petróleo podría ser suficiente para el éxito tecnológico
o económico. Una saturación en el rango del 25 al 30% se considera, frecuentemente,
como la mínima.
b. La inundación previa de agua no elimina automáticamente los campos que se van a
considerar, ya que los estudios de simulación muestran que el petróleo puede ser
recuperado de arenas inundadas con agua.
69
c. La presencia de una capa de gas es, usualmente, un factor desfavorable. Si la presión del
yacimiento está considerablemente por debajo de la presión mínima de miscibilidad, se
necesitarán grandes volúmenes de CO2 para aumentar la presión y obtener miscibilidad.
Por otra parte, la densidad del CO2 podría ser mayor que la del gas del yacimiento, lo que
ocasionaría el desplazamiento por segregación gravitacional.
d. Un yacimiento altamente fracturado se considera desfavorable, ya que las fracturas
proveen un conducto de inyección al pozo productor y representan un serio problema para
cualquier otro tipo de proceso que se considere.
e. Un pre-requisito esencial es garantizar una fuente de CO2 adecuada y confiable a un costo
razonable. Existe interés en el nitrógeno y el gas combustible como métodos alternos de
inyección de gas, debido a la falta de buenas fuentes de CO2 cercanas a muchos de los
campos petroleros.
f. La permeabilidad horizontal de la roca del yacimiento no parece ser un factor crítico, sin
embargo, la razón de permeabilidad vertical a horizontal si lo es, este parámetro Kv/Kh es
conocido como anisotropía. Un estudio de un yacimiento simulado sobre una arenisca
inundada con agua, llevó a la conclusión de que la razón Kv/Kh es una de los parámetros
más importantes del yacimiento para el comportamiento del CO2 ya que controla la tasa a
la cual el CO2 puede segregarse.
g. Las zonas permeables y relativamente delgadas en el yacimiento (15-25 pies) son
técnicamente ventajosas, debido a que disminuyen la tendencia a contrarrestar la
gravedad, pero las zonas de más espesor tienen mayor volumen de petróleo.
h. La profundidad es importante, debido a que la presión mínima de miscibilidad está
usualmente por encima de 1200 psi y requiere una profundidad mayor de 2500 pies, para
no exceder el gradiente de la fractura. La temperatura no se considera, generalmente un
factor importante.
i. El límite inferior de la gravedad del petróleo recomendado está en el rango de 25 a 30
°API, dependiendo parcialmente de si el petróleo es aromático, etc. La viscosidad del
petróleo en el yacimiento en la mayoría de los proyectos de CO2 ha sido aproximadamente
de 1 cp.
j. El CO2 puro es mejor para la inyección, pero raramente está disponible. La contaminación
con metano aumenta la presión de miscibilidad, aunque puede tolerarse hasta un 5 a 10°
de dicho gas. El sulfuro de hidrógeno, en cambio, la disminuye, pero igualmente causa
70
serios problemas debido a la corrosión, el peligro para la salud, el olor y el efecto sobre el
ambiente.
El análisis de las experiencias en el campo con la inyección de CO2 indica que se ha
utilizado para recuperar el petróleo adicional bajo el amplio rango de las siguientes condiciones:
1. En areniscas, calizas y dolomitas
2. A profundidades de 10800 pies sin limitaciones de profundidades conocidas.
3. En formaciones con permeabilidades promedio tan bajas como 0.2 md.
4. A temperaturas del fondo del pozo hasta de 240 °F sin limitaciones conocidas.
5. A espesores que varían entre 8 y 600 pies con considerable variación en la
heterogeneidad.
6. Donde los crudos varían en gravedades de 16-45 °API.
7. Donde los crudos fueron desplazados misciblemente.
8. Para crudos que varían en viscosidad de 0.15 a 188 cp.
9. En yacimientos con saturaciones de petróleo de 28 a 45%.
10. Con espaciamientos hasta de 51 acres por pozo.
11. Cuando la mezcla inyectada contiene hasta 29% de sulfuro de hidrógeno.
Los métodos convencionales para evaluar yacimientos candidatos a un proceso de
recuperación mejorada se basan en criterios derivados de la experiencia, que en ocasiones
resultan subjetivos, y hacen casi imposible reproducir una misma clasificación, aun bajo un
mismo escenario y por la misma persona. A continuación se mencionan ciertos criterios de
selección de yacimientos para someterlos a inyección de CO2:
• En primer lugar se debe definir qué tipo de desplazamiento se desea. En yacimientos de
crudos livianos/medianos se puede esperar un desplazamiento miscible y la determinación
de la presión mínima de miscibilidad en el laboratorio indicaría finalmente si es factible
alcanzar la miscibilidad, considerando el intervalo de presiones a las cuales es posible
operar el yacimiento.
• Si la miscibilidad no es el objetivo, entonces el hinchamiento del petróleo, la reducción de
viscosidad y los efectos interfaciales son los principales mecanismos para incrementar la
recuperación, por lo cual el yacimiento por seleccionar puede tener propiedades diferentes
a otro adecuado para un desplazamiento miscible.
71
• Se debe determinar si el desplazamiento será horizontal o vertical. En un desplazamiento
horizontal, el control de la movilidad es sumamente importante y por ende, el proceso
indicado probablemente sería inyección de CO2 y agua (proceso WAG). En un
desplazamiento vertical, el mecanismo de drenaje por gravedad es de gran importancia y,
en consecuencia, el otro fluido para inyectar podría ser gas, para un desplazamiento de
tope a base de la estructura, o agua, en el caso contrario, pero de cualquier manera no
habría inyección alternada del CO2, pero si inyección secuencial.
• Las características estructurales, geológicas y petrofísicas del yacimiento deben favorecer
el máximo contacto entre el CO2 y el petróleo, tal que el hinchamiento, la reducción de
viscosidad y los efectos de desplazamiento miscibles puedan ser máximos. En general,
deben evitarse yacimientos fracturados, arenas delgadas en contacto con un acuífero
activo, o yacimientos con capa de gas.
• Para conseguir un flujo miscible de CO2 estabilizador de efectos segregacionales, es
esencial un yacimiento con fuerte inclinación y gran espesor.
• Los yacimientos de crudos de alto contenido de asfáltenos no son buenos candidatos para
la inyección de CO2, debido a que la presencia de CO2 induce la deposición de los
asfáltenos. Esto puede crear una drástica reducción de la permeabilidad.
• La disposición del CO2 juega un papel importante en este proceso. Esto es especialmente
importante si se lleva a cabo una prueba piloto para determinar la aplicabilidad y
rentabilidad a nivel de campo.
• La cantidad de petróleo remanente es fundamental para la rentabilidad del proceso. Este
factor debe ser conocido y no debe ser menor a 4.000 bls/acre-pie y 40% del volumen
poroso, satisfaciendo ambas condiciones.
• El petróleo original en sitio (POES) es un buen indicador de la calidad del yacimiento (en
cuanto a reservas), y es necesario también, para estimar el petróleo remanente por medio
del balance de materiales.
• El comportamiento del yacimiento es importante para obtener un mejor conocimiento del
mismo y recolectar datos tales como:
♣ Petróleo producido y curvas de declinación por pozo.
♣ Petróleo producido y curvas de declinación para el yacimiento.
♣ Relación agua-petróleo por pozo.
♣ Pruebas de producción, presión, etc.
72
♣ Forma de disponer del agua producida (problemas y costos).
♣ Relación gas-petróleo de producción por pozo.
♣ Historia de inyectividad y productividad
♣ Historia de los trabajos de estimulación, acidificación, fracturamiento, remoción
de parafinas, etc.
Tabla 3. Criterios para la aplicación de CO2 como proceso miscible.
PARÁMETROS DE JERARQUIZACIÓN RANGO DE VALORES
Viscosidad (cp) en condiciones de Yacimiento < 12
Gravedad (°API) > 30
Saturación de Petróleo Actual (%vp) > 25
Concentración de Petróleo (bls/acre-pie) > 300
Porosidad x Saturación de Petróleo (ad) > 0.40
Profundidad (pies) > 3000
Temperatura del Yacimiento No Crítico
Presión Actual (lpc) > 1500
Espesor neto (pies) No Crítico
Permeabilidad (md) No Crítico
2.3.5.6. Problemas frecuentes durante la inyección de CO2 Entre los problemas más comunes que pueden presentarse en el proceso de inyección de
dióxido de carbono se pueden mencionar, los siguientes:
• Inyectividad
En el proceso de recuperación con CO2 se pueden presentar problemas tales como la
declinación de la tasa de inyección debido a un aumento anormal de la presión en el banco de
CO2 cerca de los pozos inyectores. La deposición de material asfálteno es otra causa que origina
una disminución en la inyectividad, reduce la permeabilidad de la formación y restringe el flujo a
través de las tuberías.
73
• Canalización del CO2.
Otro problema que puede surgir es la canalización del CO2 el cual puede ser atribuido entre
otros factores a las heterogeneidades presentes en una formación. La alta movilidad del CO2,
que en algunos casos llega a ser hasta 8 veces mayor, contribuye ampliamente a la canalización,
dando como resultado una alta relación CO2/crudo en los pozos productores y una baja eficiencia
de recuperación. Generalmente, los problemas de canalización se eliminan utilizando procesos de
inyección alterna de CO2/H2O en distintas relaciones, dependiendo de la severidad del problema.
• Corrosión
En general, los problemas de corrosión que se presentan en los procesos de inyección de
CO2 son más severos que los detectados en procesos de inyección de agua.
En los proyectos de inyección continua de CO2 la corrosión es mínima ya que la
deshidratación del CO2 desde su origen, es una medida suficiente para controlarla en los sistemas
de distribución de dicho gas. Sin embargo, es recomendable tomar precauciones como colocar
recubrimientos internos de la tubería o el uso de aceros especiales para el caso de que existan
altas concentraciones de H2O.
Las condiciones más severas de corrosión pueden presentarse en los procesos de
inyección alterna CO2/H20, la solución mas indicada en estos casos es el uso de líneas de
distribución separadas. De usar la misma tubería para la inyección alterna CO2/H20, debe
realizarse un secado previo a la inyección de CO2 utilizando alcohol metílico y aire caliente.
Otras formas de evitar la corrosión son: a) mediante el uso de recubrimientos internos en las
tuberías, utilizando un material expoxifenólico; b) diseñar apropiadamente un programa de
tratamiento químico con inhibidores de corrosión. Estas soluciones son aplicables en pozos
productores en los casos de corrosión originados por la producción simultánea de CO2 y H20.
2.3.5.7. Factores y criterios a considerar para la selección de proyectos de inyección de CO2. Determinación de la gravedad, peso molecular, contenido y tipo de compuestos C5 a C30,
así como, de asfáltenos de la muestra de crudo del yacimiento candidato:
• Si los patrones de flujo del yacimiento no son principalmente a través de fracturas y si la
gravedad del crudo es mayor de 22 °API, el mismo luce como un buen candidato para
implementar un proyecto de inyección de CO2 a condiciones miscibles o inmiscibles.
74
• Estimar la presión mínima de miscibilidad utilizando correlaciones reportadas y a través
de experimentos de tubos delgados. Observar el comportamiento de fases de la muestra de
crudo en una celda visual a la salida del tubo delgado a medida que se inyecta el CO2.
Determinar el volumen y la viscosidad del crudo en función de la cantidad de CO2 disuelto
en el crudo:
• Basados en los datos obtenidos anteriormente y considerando la presión y profundidad del
yacimiento, determinar si el desplazamiento sería miscible o inmiscible.
• Establecer el modelo geológico del yacimiento a partir de datos de núcleos y registros de
pozos. Realizar medidas de presión transciente y de saturaciones de petróleo en el campo.
Determinar la mojabilidad de la roca.
• Construir el modelo para llevar a cabo simulaciones numéricas en datos de yacimiento,
arreglo de pozos, tasas de inyección, producción y tamaño del tapón que pueden generar
la mayor eficiencia de barrido. El modelo también deberá permitir desarrollar
predicciones para la producción de crudo y CO2.
• Para yacimientos de grandes espesores, considerar técnicas de inyección zonal.
• Planificar la inyección de 20 a 40% del volumen poroso de CO2 y estar preparado para
inyectar soluciones de surfactantes o agua en caso de que la producción de CO2 se haga
excesiva.
• Considerar la instalación de una planta de recuperación de CO2 siempre y cuando sea una
inversión económica, particularmente si la venta de gases de hidrocarburos constituyen un
factor importante en las operaciones de campo.
Tabla 4. Criterios técnicos de selección para llevar a cabo proceso de inyección de CO2 miscibles e inmiscibles.
PROPIEDADES CRITERIOS TÉCNICOS
Crudo:
Gravedad API
Viscosidad (cp)
Composición
> 22
< 10
Alto porcentaje de hidrocarburos
intermedios, especialmente entre C5 y C12.
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Yacimientos:
Saturación de Petroleó (%vp)
Tipo de Formación
Permeabilidad Promedio
Profundidad y Temperatura
> 20
Areniscas o carbonatos y relativamente
delgados a menos que presente buzamiento.
Factor no critico de poderse mantener
suficientes tasas de inyección.
Para desplazamientos miscibles, la
profundidad debe ser lo suficientemente alta
para permitir presiones de inyección mayores
a la presión mínima de miscibilidad, la cual
aumenta la temperatura y crudos más
pesados.
2.4. SIMULACIÓN NUMÉRICA DE YACIMIENTO14 La simulación numérica de yacimientos permite analizar y solucionar una serie de
problemas que no podrían ser resueltos por la vía de estudios convencionales, representando la
mejor opción para la descripción en forma cuantitativa del flujo en múltiples fases para
yacimientos heterogéneos con una larga historia de producción influenciada por las propiedades
del yacimiento, demanda del mercado, estrategias de inversión y regulaciones legales.
No se quiere decir con esto, que la simulación numérica de yacimientos es siempre el mejor
método de análisis para un problema particular de ingeniería de yacimientos. Algunos métodos
de análisis que complementan y en ocasiones compiten con la simulación numérica son: pruebas
de pozos, observaciones de campo, pruebas de laboratorio, pruebas pilotos de campo, análisis
matemáticos simples y extrapolaciones del comportamiento de otros yacimientos. Algunos
problemas pueden ser resueltos con métodos menos costosos y simples que proporcionan una
respuesta adecuada. El Ingeniero de Yacimiento debe siempre determinar el nivel apropiado de
simplificación y seleccionar el método apropiado de análisis.
76
2.4.1. Fundamentos de la Simulación de Yacimientos La simulación numérica de yacimientos juega un rol importante en la gerencia integrada de
yacimientos, ya que es usada para el desarrollo de planes estratégicos de explotación y muchas
veces para monitorear y evaluar el comportamiento de los yacimientos.
Los simuladores hoy en día utilizados permiten evaluar el comportamiento de un
yacimiento y determinar cuáles métodos de recuperación secundaria o terciaria son los más
recomendables. Su principal base es el principio de balance de materiales, con la diferencia que
considera las heterogeneidades y las direcciones preferenciales del flujo de fluidos a diferencia de
la clásica aproximación de un balance de materiales. Otra ventaja de la simulación numérica es
que considera la ubicación de los pozos productores e inyectores, así como sus condiciones de
operación pasadas, presentes y futuras.
En un modelo de simulación numérica, el yacimiento es dividido en unidades
tridimensionales discretas de pequeños tanques, celdas o bloques que permitan considerar las
heterogeneidades del yacimiento. Son llevados a cabo dentro del simulador cálculos
computacionales utilizando balance de materiales y la ecuación de flujo de fluidos a través de
medios porosos para el petróleo, gas y agua para cada celda a espacios de tiempo discretos,
comenzando por el tiempo inicial de producción.
A través de la simulación numérica se puede calcular las presiones en función del tiempo,
las saturaciones de fluidos en función del tiempo y el comportamiento de los pozos en función
del tiempo, presiones, ubicación, estado mecánico, etc.
2.4.2. Tipos de Simuladores
Los simuladores de yacimientos están generalmente clasificados en petróleo negro,
composicional, térmicos y químicos dependiendo del flujo de fluidos, procesos de transferencia
de masa y de calor, tal como se discutirá a continuación:
♣ Los Simuladores de Petróleo Negro: Son los más utilizados para simular procesos
isotérmicos de flujo simultáneo de petróleo, gas y agua, gobernados por viscosidades,
fuerzas gravitacionales y capilares. “Petróleo negro” es el término utilizado para hacer
referencia que la fase hidrocarburo es considerada como un líquido simple y gas sin
variación de composición. La composición de las fases es constante, sin embargo la
solubilidad del gas en el petróleo y agua es tomada en consideración.
77
♣ Los Simuladores Composicionales: Toman en consideración la variación de la
composición de las fases con la presión, adicionalmente al flujo de fases. Estos son
usados para realizar estudios de yacimientos de petróleo volátil y gas condensado.
♣ Los Simuladores Térmicos: Toman en consideración además del flujo de las fases, los
procesos de transferencia de calor y reacciones químicas involucrados. Estos son usados
para simular inyección de vapor y procesos de combustión in situ.
♣ Los Simuladores Químicos: Toman en consideración el flujo de fluidos y la
transferencia de masa originada por dispersión, absorción, particionamiento y
comportamiento de fases complejas. Estos son usados para modelar procesos que
involucran inyección de surfactantes, polímeros y álcalis.
2.4.3. Tipos de Simuladores Comerciales a Utilizar
Actualmente existe una variedad de simuladores de yacimientos comerciales, siendo los
más utilizados ECLIPSE y PETREL ambos de Schlumberger, estos paquetes incluyen modelos
para petróleo negro y composicionales, con o sin mezcla de gas y petróleo. Otros simuladores son
poderosos en procesos de recuperación de crudo específicos, como lo son los simuladores
STARS y GEM de Computer Modelling Group (CMG), que simulan entre otros los procesos
térmicos como el desplazamiento con vapor e inyección de gases ácidos y CO2.
En esta investigación se utilizo la simulación numérica de yacimiento como herramienta
fundamental para la evaluación de diferentes procesos de Recuperación Mejorada en el
yacimiento BACH-01. Entre las herramientas disponibles en el mercado, se han seleccionado los
simuladores STARS y GEM y el paquete de caracterización de fluidos WinProp, de la compañía
CMG.
Se seleccionaron los simuladores STARS y GEM por ser unos de los mejores en el
mercado en la simulación de procesos térmicos y químicos; además la poca experiencia que
existente a nivel mundial en la simulación del proceso VAPEX, SAGP, IAV+GAS y CO2 se ha
desarrollado precisamente con estos simuladores de yacimientos.
Considerando que STARS fue desarrollado especialmente con el fin de simular la
inyección de vapor, reinyección de vapor, vapor con aditivos, la combustión en seco y en
húmedo, además de numerosos tipos de procesos con aditivos químicos, polímeros, pozos
78
horizontales, etc., empleando una gama amplia de modelos de enmallado y porosidad tanto a
escala de campo como de laboratorio.
GEM es un simulador de yacimiento composicional que maneja totalmente Ecuaciones de
Estado con avanzadas características para modelar procesos de recuperación cuando la
composición del fluido afecta el recobro. GEM también modela Asfáltenos, Metano de Capas de
Carbón y la geoquímica de los secuestrantes de varios gases incluyendo Gases Ácidos y CO2.
Mientras que la herramienta WinProp se empleo en esta investigación especialmente para
caracterizar los fluidos del yacimiento y del solvente usados en el proceso VAPEX. A
continuación se da una pequeña descripción de los simuladores numéricos STARS, GEM y de la
Herramienta WinProp, ambos de la compañía Computer Modelling Group (CMG).
2.4.3.1. Simulador STARS15 Esta herramienta es un simulador de yacimiento térmico-composicional, diseñado
especialmente para desarrollar estudios de yacimientos de petróleo pesado, aplicando procesos de
recuperación mejorada para CP/XP, como:
• Steam Assisted gravity Drainage (SAGD); Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor.
• Single Well SAGD; Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor en un solo pozo.
• Foamy Oils; Crudos espumantes.
• Steam Flooding; Inyección de vapor.
• Hot Water Flooding; Inyección de agua caliente.
• Cyclic Steam Stimulation; Estimulación cíclica de vapor.
• In-Situ Combustion; Combustión in-situ.
• VAPEX; Extracción por vapor.
Y procesos químicos, como:
• Polímeros.
• Geles.
• Surfactantes.
• Emulsiones, entre otros.
79
2.4.3.2. Simulador GEM GEM es un simulador de yacimientos composicional basado en las Ecuaciones de Estado
para modelar el flujo trifásico de fluidos multi-componentes. Modela Asfáltenos, Metano de
Capas de Carbón y la geoquímica de los secuestrantes de varios gases incluyendo Gases Ácidos y
CO2.
Es un simulador robusto totalmente composicional usado para modelar cualquier tipo de
yacimiento. Es altamente optimizado y ha sido usado en numerosos campos de producción
alrededor del mundo. Muchas de las características de las unidades de campo ayudan a los
ingenieros de yacimientos a entender y modelar los procesos de recuperación e iteración de los
fluidos. GEM provee muchas opciones en el manejo de pozos, además de un flexible conjunto de
facilidades de separación en superficie, incluyendo las Ecuaciones de Estado y plantas de
separación de gas por etapas, permitiendo el modelaje del fluido desde la cara de la arena hasta la
salida del tren del separador. También simula una variedad de complejas estructuras y diferentes
combinaciones de fluidos mas allá del simulador convencional Black Oil, también como el
simulador composicional del valor K. GEM modela efectivamente:
• Recuperación simple y multi-componentes de CBM.
• Recuperación de gas condensado.
• Yacimientos de Petróleo Volátil.
• Inyección de Hidrocarburos y CO2.
• Circulación y recirculación de gas.
• Procesos WAG.
• Otros procesos numerosos de manejo de yacimientos.
2.4.3.3. Herramienta WinProp16 Esta es otra herramienta de la compañía Computer Modelling Group (CMG), que permite
caracterizar el comportamiento de fase de los componentes existentes en un yacimiento así como
los componentes del fluido a inyectar en métodos de recuperación por inyección. Este análisis
permite caracterizar los fluidos haciendo uso de ecuaciones de estado considerando las
propiedades de equilibrio del mismo, además se cotejan los datos arrojados por el simulador con
los datos experimentales del laboratorio, también se obtienen diagramas de fase, entre otros. Los
experimentos del laboratorio considerados en WinProp incluyen la recombinación del petróleo y
gas del separador, las medidas de la compresibilidad, expansión a composición constante,
80
liberación diferencial, prueba del separador, etc., las cuales serán cotejadas con los resultados del
ajuste de la ecuación de estado por la herramienta WinProp, permitiendo obtener las constantes
de equilibrio (valores de K) de los componentes que actuaran como solvente durante el proceso
de inyección, la cual será exportada al simulador numérico STARS.
2.4.4. Procesos o Etapas de un Modelo de Simulación Numérica de Yacimientos14
Antes de comenzar a describir los procesos necesarios para una simulación de
yacimientos es necesario el siguiente argot de ingeniería de simulación “basura de entrada =
basura de salida”. En pocas palabras se puede resumir que el resultado final de una simulación
dependerá de los datos disponibles, la calidad de los mismos y de la validación de estos antes de
ser introducidos al software; por lo que resulta obvio pensar que una gran parte del estudio de un
yacimiento debe ser consumida en la verificación de la calidad y confiabilidad de los datos del
yacimiento por cada una de las especialidades involucradas en el estudio. Un estudio de
simulación sólo tiene razón de ser, si se dispone de un estudio de caracterización que conste de
un modelo estático y de un análisis convencional de yacimientos que haya permitido validar e
integrar todos los datos en un modelo consistente y confiable. Una vez alcanzado este paso, se
debe verificar la factibilidad de poder aplicar una simulación de yacimientos, validando la
representatividad de los modelos generados para determinar la certidumbre del estudio con el fin
de incrementar la confiabilidad del modelo de simulación.
Adicionalmente, se debe analizar la complejidad del yacimiento para determinar la
viabilidad de la simulación, y determinar el valor agregado de la simulación, estableciendo la
relación costo beneficio de la inversión en la simulación, las reservas, potencial del yacimiento y
expectativas de crecimiento. Una vez que se justifica la realización de un estudio de simulación,
se puede iniciar el desarrollo del modelo siguiendo las seis etapas principales:
♣ Definición de los objetivos y el tipo de simulador
♣ Pre-procesamiento de los datos de entrada
♣ Construcción de la malla de simulación
♣ Inicializar el modelo de simulación
♣ Cotejo histórico y ajustes al modelo de simulación
♣ Evaluar casos de predicción
81
♣ Definición de los objetivos y selección del tipo de simulador:
Una vez culminada la caracterización convencional para así llamarlo, es necesario
verificar los objetivos originales al momento de continuar con una simulación de yacimientos, ya
que muchas veces la complejidad geológica, sedimentológica, de fluidos areal y vertical,
agotamiento irregular de yacimiento, encontrados en la primera etapa del estudio pueden afectar
el entendimiento del comportamiento del yacimiento y por ende la decisión final de continuar o
no con una simulación, ya que las respuestas que se esperen obtener a través de la simulación,
están vinculadas a los problemas que radican en el yacimiento.
Los objetivos de la simulación pueden condicionar el tipo de simulador a utilizar, así
como muchas otras características del modelo a desarrollar.
La clave para seleccionar el tipo de simulador adecuado es tomando en cuenta los tipos de
fluidos contenidos en el yacimiento, la naturaleza de la roca, y los procesos de recuperación
existentes y posibles.
♣ Pre-procesamiento y revisión de los datos de entrada:
Las consideraciones generales para la carga de datos de entrada en un software de
simulación se pueden resumir de la siguiente manera:
o Datos generales del yacimiento, dimensiones, definición del mallado, número de
capas, presión original del yacimiento, profundidad de los contactos agua-petróleo
y gas-petróleo. Generalmente estos datos son obtenidos de los mapas de
yacimiento, análisis convencionales de núcleos, registros de pozos, pruebas de
presiones, etc.
o Datos roca-fluido, estos involucran permeabilidades relativas, presiones capilares,
compresibilidades de la roca, datos PVT obtenidos de los análisis especiales de
laboratorio o correlaciones.
o Datos del mallado, datos geológicos que incluyen elevaciones, espesores,
espesores netos, permeabilidades, porosidades y saturaciones iniciales de fluidos.
Estos datos son obtenidos de registros de pozos y análisis especiales de núcleos,
además de pruebas de presión y registros de producción de los pozos.
o Datos de producción e inyección por pozo, estos consideran, historia de
producción/inyección de petróleo, agua y gas. Historia futura de producción e
inyección para cada pozo, ubicación de las localizaciones, índices de
productividad, factores de daño, intervalos perforados para cada pozo.
82
La recolección y validación de los datos de entrada puede consumir gran parte del tiempo
y del dinero del estudio. Se requiere del esfuerzo de un equipo integrado, lo cual es vital para el
éxito de cargar los datos de entrada en el modelo.
♣ Construcción de la malla de simulación:
Se deben cargar los datos del modelo estático al simulador y elaborar un mallado basado
en la geometría o arquitectura del yacimiento, la cual se obtiene de la información estructural,
estratigráfica y sedimentológica.
Los datos estáticos requeridos generalmente se cargan en forma de mapas y deben incluir
propiedades tales como: topes estructurales de cada estrato o capa, polígonos de fallas, espesores
brutos y netos, mapas de porosidad, permeabilidad, saturaciones iniciales de fluidos, así como
datos de ubicación y completación de pozos.
Si se cuenta con un modelo estático 3-D, la construcción de la malla puede realizarse a
través de un escalamiento de modelo fino obtenido de la caracterización estática detallada del
yacimiento, para posteriormente llevarlo a un mallado más grueso que se ajuste con los
requerimientos de la simulación.
El tipo, tamaño y orientación de la malla dependerá de la extensión del área a modelar, de
la complejidad estructural y estratigráfica del yacimiento, de la dirección preferencial del flujo,
del número y espaciamiento de pozos, y de los escenarios de explotación que se quieran simular
en el futuro.
♣ Inicializar el modelo de simulación:
En esta etapa del proceso se validan las condiciones iniciales de los fluidos, tales como:
presión de saturación, ubicación de los contactos y distribución inicial de los fluidos.
Adicionalmente se verifican los datos estáticos de todas las propiedades geológicas y petrofísicas
representadas en la malla de simulación. Seguidamente se requiere definir las propiedades de los
fluidos y de interacción roca-fluidos, a fin de poder introducir los datos de los factores
volumétricos, viscosidades y densidad de las tres fases presentes (petróleo, gas y agua),
solubilidad del gas en el petróleo, curvas de permeabilidad relativa para las tres fases y curvas de
presión capilar para los sistemas agua-petróleo y gas-petróleo.
Para poder inicializar el modelo, es necesario definir las condiciones iniciales del
yacimiento en términos de contactos de fluidos y presiones, de esta manera se puede validar el
83
modelo, el equilibrio hidrostático del yacimiento antes del inicio de la explotación, para lo cual
no debe existir variación de las presiones ni movimiento de los fluidos. Una vez alcanzada la
condición inicial de equilibrio, se pueden validar los volúmenes de fluidos originalmente en sitio
(POES y GOES). Si es necesario se puede dividir el yacimiento en regiones separadas, en las
cuales exista equilibrio hidrostático independiente de las otras regiones. En este caso, se deben
definir las presiones iniciales y los contactos de fluidos originales para cada región, e inclusive si
se requiere, se pueden definir las propiedades de los fluidos de forma independiente para cada
región.
♣ Cotejo histórico y ajuste del modelo de simulación:
En el momento que el modelo de simulación se ha inicializado, todos los datos estáticos
requeridos por el modelo ya han sido cargados, se continua con el cotejo histórico o ajuste de la
historia de producción para lo cual es necesario ingresar los datos recurrentes, que consisten en
toda la data de los pozos, tales como: ubicación, trayectoria, historia de completación, trabajos de
estimulación y/o métodos de producción, medidas de presión (fluyentes, estáticas y de
restauración) y los volúmenes producidos e inyectados de petróleo, agua y gas.
En la etapa del cotejo histórico se realizan los ajustes necesarios al modelo de simulación
para reproducir el comportamiento histórico de producción del yacimiento tomando como
variables principales la presión y la producción de petróleo, agua y gas; así como, la distribución
de fluidos en el yacimiento. Dependiendo del alcance, el cotejo puede realizarse para todo el
yacimiento, por áreas y por pozos.
El proceso del cotejo histórico permite detectar debilidades en los datos que caracterizan
al yacimiento, pudiéndose corregir hasta lograr un ajuste razonable. Es importante señalar que no
existe una solución única al tratarse de hacer un cotejo histórico que reproduzca las condiciones
dinámicas del yacimiento, dado que es un proceso iterativo racional donde prevalece el criterio
del ingeniero que lo realiza, claro está, que para esto prevalecen los fundamentos teóricos y
prácticos del proceso.
♣ Evaluar casos de predicción:
En esta etapa se simularan posibles escenarios futuros de explotación que permitan definir
las mejores o más factibles estrategias de explotación.
Para esto se deben evaluar los escenarios que contemplen los diferentes esquemas:
84
o Caso Base: Se predice mediante la simulación, el comportamiento de producción
con los pozos existentes tal cual como este actualmente y declinando
naturalmente, para establecer las reservas hasta las condiciones de abandono.
o Recuperación Primaria: Se evalúan diferentes escenarios que permitan
maximizar la recuperación de reservas sin incorporar energía adicional al
yacimiento.
o Recuperación Adicional: Se evalúan diferentes escenarios que pudieran
incrementar el factor de recobro y por ende la recuperación de reservas, mediante
la incorporación de energía al yacimiento o cambios en las propiedades roca-
fluidos del yacimiento.
2.4.5. Concepto de Modelaje14
2.4.5.1. Celda y Pasos de Tiempo (Gridblock y Timestep) El flujo de fluidos en un yacimiento es descrito mediante ecuaciones diferenciales
parciales, que no pueden ser resueltas analíticamente. Estas pueden ser resueltas numéricamente
mediante el reemplazo de las ecuaciones diferenciales con ecuaciones de diferencia finita. En las
ecuaciones de diferencia finitas está implícita la discretización, es decir la subdivisión de
distancia y tiempo y la especificación de un incremento. En otras palabras, el yacimiento es
tratado como si estuviese compuesto por elementos de volúmenes discretos y los cambios en las
condiciones de cada elemento son calculados para cada intervalo de tiempo. El concepto de
elementos de volumen del yacimiento se refiere a las celdas (gridblock), y los intervalos de
tiempo a los pasos de tiempo (timestep).
Cada celda es como un tanque con lados permeables, las propiedades dentro de una celda
no varían en un “timestep”, es decir son uniformes. Pero puede haber cambios abruptos entre una
celda y la celda adyacente. La tasa de flujo de una celda es determinada por la permeabilidad en
los lados de la celda y la presión diferencial con las celdas adyacentes. El problema matemático
se reduce a calcular el flujo entre celdas adyacentes.
La precisión de un modelo de yacimiento está relacionada con el número de celdas, de
esto dependerá la eficiencia del cálculo de flujo de fluido. En la práctica el número de celdas está
limitado por el costo del cálculo y el tiempo disponible para introducir la data e interpretar los
resultados.
85
2.4.5.2. Consecuencia de la Discretización Como se comentó en la sección anterior, puede haber cambios bruscos de una celda a otra.
Por ejemplo en un proceso de inyección de agua, en el yacimiento la saturación de agua está en
función de la distancia, pero en un modelo la discretización hace que el frente de invasión se
mueva mucho más rápido o más lento de lo que ocurre en la realidad, debido a los cambios
abruptos en la saturación de agua y en la presión. Estos cambios abruptos de saturación y presión
traen otros problemas en la simulación numérica que serán discutidos a continuación:
Representación de Pozos, debido a que una celda posee un solo valor de presión y
saturación, y en ocasiones una celda puede llegar a ocupar varios acres, la saturación y la presión
de la celda no representan los valores del pozo en la cara de la arena. Para transformar la presión
de la celda en presión del pozo y asignar tasas y distribución de producción o inyección, se
requiere información de fuentes externas. La fuente externa, es generalmente un modelo separado
de pozo diseñado específicamente para obtener un mallado suficientemente fino que reproduzca
el comportamiento del pozo.
Distribución de Movilidad, para calcular el flujo de fluidos entre celdas, es necesario
asignar un valor de movilidad del agua y del petróleo aplicable a ambas celdas. Pero la movilidad
es función de saturación, y como se dijo anteriormente puede haber cambios bruscos de
saturación de una celda a la siguiente.
Una deducción razonable es considerar la movilidad promedio entre las celdas (50/50),
pero la experiencia indica que este valor raramente es el mejor. Existen diferentes métodos para
determinar esta movilidad promedio, entre estos se tienen:
Aguas arriba, la movilidad es determinada por la celda ubicada aguas abajo. (Entre la
celda 1 y 2, se usa la movilidad de la celda 1).
Aguas abajo, la movilidad es determinada por la celda ubicada aguas arriba. (Entre la
celda 1 y 2, se usa la movilidad de la celda 2).
Combinada, cuando alguna combinación de la movilidad de la celda aguas arriba y de la
celda aguas abajo es usada.
Métodos de extrapolación o interpolación, cuando se usan la movilidad de una o más
celdas vecinas para estimar la movilidad de la interfase.
Dispersión Numérica, la dispersión numérica de las técnicas de análisis numérico puede
causar grandes distorsiones en los procesos de simulación donde ocurren cambios relativamente
86
rápidos de saturación. Estos cambios son comunes en varios tipos de desplazamiento, donde el
movimiento de fluido no es representado apropiadamente.
No existe una manera satisfactoria de eliminar la dispersión numérica, sin embargo
existen técnicas que pueden reducirla. Utilizar un mayor número de celdas puede reducir la
dispersión a un nivel aceptable, pero en la práctica un gran número de celdas en los modelos no
es apropiado, debido al costo y tiempo asociado. Las técnicas usadas más frecuentemente para
reducir la dispersión son: (a) Usar métodos de distribución o peso de la movilidad, explicados
brevemente en los párrafos anteriores (b) Usar seudo curvas de permeabilidades relativas en
ciertas áreas del modelo para modificar el movimiento de cierta fase.
Efectos de Orientación de la Malla, en modelos multidimensionales la dispersión
numérica lleva a otro interesante y algunas veces molesto fenómeno. El cálculo es influenciado
por la orientación de la malla con relación a la ubicación de los pozos productores e inyectores.
Los efectos de la orientación de la malla no son usualmente importante, excepto en los casos
donde la fase desplazante es mucho más móvil que la fase desplazada (inyección de vapor en
crudo pesado).
2.4.5.3. Funciones Explícitas e Implícitas: En las secciones anteriores se ha discutido en relación a las consecuencias de la
discontinuidad en la saturación y presión que existe en la interfase entre las celdas del modelo de
yacimiento. Similarmente, saturaciones y presiones son discontinuas en el tiempo; y las
condiciones del yacimiento son definidas al final de cada “timestep”. Existen propiedades que
dependen de la saturación como son la movilidad y la presión capilar, en la realidad estas
propiedades asumen varios valores a lo largo del “timestep”, pero en el simulador solo se calcula
un valor. Tal como ocurre con la distribución de movilidad, no existe un mejor método para
seleccionar los valores a usar para todas las propiedades que son función de la saturación. En
esencia todos los métodos son variaciones de los siguientes:
Explícito, los procedimientos que usan los valores de saturación conocidos al principio del
“timestep”.
Implícito, los procedimientos que usan los valores de movilidad y presión capilar
calculados como función de la saturación al final del “timestep”.
87
Semi-Implícito, los procedimientos que usan los valores de movilidad y presión capilar
calculados asumiendo que las funciones pueden ser funciones lineales de saturación durante el
“timestep”.
Un simulador requiere cuatro tipos de datos de entrada, a saber:
A. Descripción del yacimiento
1. Permeabilidad
2. Porosidad
3. Espesores de formación
4. Elevación o profundidad
5. Número y tamaño de los bloques de la malla
6. Saturaciones iniciales de cada fase
7. Presión inicial
8. Compresibilidad de la roca
B. Propiedades de los fluidos del yacimiento
1. Factor volumétrico del petróleo
2. Factor volumétrico del agua
3. Factor volumétrico del gas
4. Viscosidad del petróleo
5. Viscosidad del agua
6. Viscosidad del gas
7. Solubilidad del gas en el petróleo
8. Densidad del petróleo
9. Densidad del agua
10. Densidad del gas
C. Relaciones de interacción de fuerzas entre roca y fluidos
1. Curvas de permeabilidad relativa para petróleo, agua y gas
2. Curvas de presión capilar agua-petróleo
3. Curvas de presión capilar gas-petróleo
88
D. Datos de pozos
1. Localización de pozos y su estado
2. Historia de completación que incluya intervalos de producción, índice de capacidad de
flujo (Kh), daño de formación, método de producción, etc.
3. Historia de producción y sus restricciones.
Todos estos datos son necesarios, independientemente del tipo de simulador que se
seleccione para realizar el estudio.
CAPITULO III
MODELO GEOESTADÍSTICO 3.1. MODELO ESTÁTICO
El mallado original de simulación es un modelo de tipo “Corner Point No-Orthogonal”
generado por medio de la utilización del programa Petrel. Las dimensiones originales del modelo
consisten en un total de 238032 celdas (136056 activas). La distribución espacial de las celdas
fue de 108 celdas en la dirección “x”, 116 celdas en la dirección “y” y 19 en la dirección “z”
(Figura 24).
Figura 24. Modelo estático original.
3.2. MODELO GEOESTADÍSTICO
El modelado geoestadístico del yacimiento Bach-01 presentado en este capítulo ha sido
desarrollado en tres etapas: primero se construyó el modelo estructural y estratigráfico 3D a partir
del modelo geológico generado en la Fase II del Estudio Integrado, seguidamente se aplicó una
90
técnica de modelado híbrida basada en el modelado de objetos y la combinación del modelo
determinístico para generar un modelo semi-estocástico que capturara la arquitectura de las
facies, y finalmente se aplicó la técnica de Simulación Secuencial Gaussiana (SSG) para el
modelado de las propiedades petrofísicas.
A continuación un resumen de la metodología aplicada:
• Modelado Estructural y Estratigráfico 3D
⇒ Creación de una malla 3D basada en la interpretación de fallas y horizontes.
• Modelado de Facies
⇒ Generación de mapas de facies predominantes.
⇒ Generación de registros sintéticos de arenas/lutitas basados en los cortes de propiedades
petrofísicas.
⇒ Análisis estadístico de la proporción de facies y distribución areal.
⇒ Aplicación de técnicas de objetos para el modelado de lutitas.
⇒ Integración de la interpretación determinística de canales fluviales al modelo de arenas y
lutitas.
• Modelado de Propiedades Petrofísicas (Porosidad y Permeabilidad)
⇒ Escalamiento de los datos de registros a la malla 3D.
⇒ Transformación de los datos.
⇒ Análisis de distribución espacial (modelado de variogramas).
⇒ Aplicación del algoritmo de Simulación Secuencial Gaussiana para porosidad y
cosimulación para permeabilidad condicionados al modelo de facies.
A continuación se detallan todos estos pasos:
3.2.1. Modelo Estructural y Estratigráfico 3D
A partir de los resultados obtenidos del modelo estructural y estratigráfico generado durante
la Fase II del Estudio Integrado, se construyó una malla geológica 3D con las siguientes
91
dimensiones, 396 x 334 x 145 celdas en las direcciones X, Y y Z respectivamente, para un total
de 19 millones de celdas, con una resolución areal de 50 mts aproximadamente y una resolución
vertical promedio de 5 pies. La resolución del modelo geológico está limitada por las capacidades
de cómputo disponibles, pero se consideran que son aceptables para representar las
heterogeneidades del yacimiento con una resolución mucho mejor a la del modelo determinístico
generado durante la Fase II del Estudio Integrado.
El modelo estratigráfico fue dividido en 19 zonas acordes con el modelo geológico, a las
cuales se les incrementó la resolución vertical para mejorar la representación interna de las
heterogeneidades en los intervalos de arenas y lutitas (Tabla 5). A continuación se presenta la
subdivisión en capas (layering) de las unidades geológicas que conforman el yacimiento:
Tabla 5. División estratigráfica y resolución vertical modelo 3D.
Unidad
Geológica
Tipo de
División
Número de
capas
Resolución
vertical, pies
AP60 Proportional 10 3.9
AP50 Proportional 10 3.7
AP40 Proportional 10 3.4
AP30 Proportional 10 3.1
AP20 Proportional 10 2.8
AP10 Proportional 10 2.9
HSUP Proportional 10 3.2
HINF Proportional 10 3.0
GSUP Proportional 10 2.8
GINF Proportional 10 2.7
FSUP Proportional 5 7.0
FINF Proportional 5 6.8
ESUP Proportional 5 8.2
EINF Proportional 5 8.8
DSUP Proportional 5 9.3
DINF Proportional 5 8.8
CSUP Proportional 5 9.1
CINF Proportional 5 8.7
AB Proportional 5 11.8
92
En cuanto al modelo estructural, se modelaron un total de 75 fallas las cuales corresponden
a un sistema de fallamiento complejo con fallas principales en dirección norte-sur y un sistema de
fallas secundarias en dirección este-oeste. Las fallas en su mayoría corresponden a fallas
normales de salto variable entre 300 y 30 pies, para mayor detalle sobre el modelo estructural se
puede consultar el reporte de la Fase II del Estudio Integrado. El sistema de fallas modelado en
3D puede ser observado en la Figura 25.
Figura 25. Sistema de Fallas del Modelo Estructural.
Para la construcción de la malla, se limitó el área de interés con el objetivo de disminuir el
número de celdas del modelo, para lo cual se tomó como referencia los posibles límites
estructurales y el área productiva probada del yacimiento. La Figura 26 muestra el límite
seleccionado para la malla fina y resalta igualmente los límites del área productiva del
yacimiento.
93
Figura 26. Límites del mallado geológico o volumen de control.
En la Figura 27 se presenta una representación del modelo 3D generado para el
yacimiento Bach-01.
Figura 27. Vista del Modelo 3D yacimiento Bach-01.
94
3.2.2. Modelado de Facies
Dentro del flujo de trabajo comúnmente utilizado en el modelado geoestadístico de
yacimientos, el modelo de facies corresponde el proceso inicial, en el cual se definen las
heterogeneidades geológicas de mayor escala, que ocurre principalmente desde el punto de vista
geológico por la compleja interrelación de los procesos estructurales y de depositación de
sedimentos.
Dentro del proceso de caracterización del yacimiento Bach-01, como parte de la Fase II del
Estudio Integrado, se desarrolló un modelado de facies determinístico, el cual captura desde el
punto de vista conceptual, la configuración de las facies predominantes en cada una de las
unidades estratigráficas del yacimiento, estas facies fueron agrupadas en 4 grupos, que
representan, en un ambiente Fluvial-Deltáico, los siguientes tipos de depósitos de sedimentos:
Canales fluviales o distributarios, abanicos de rotura o barras de desembocadura y depósitos de
llanura de inundación. Estas facies fueron definidas en función de la interpretación de las
electrofacies en pozos, tendencia en la relación neto a grueso y arcillosidad. La Figura 28
muestra uno de estos mapas para la unidad geológica AP60.
Figura 28. Mapa de facies determinístico intervalo AP60.
95
Los modelos determinísticos de facies, por lo general, no disponen de la suficiente
resolución para representar las heterogeneidades internas de las unidades estratigráficas, debido a
que escalan la interpretación de facies en cada pozo a la facie más representativa asociada a cada
unidad geológica, perdiendo de este modo la heterogeneidad interna entre arenas y arcillas
presente, por lo general, en ambientes de depositación complejos, tales como el ambiente fluvio-
deltáico interpretado en el yacimiento Bach-01.
Es de allí que se definió una metodología simple y a bajo costo, que permitiera representar
las heterogeneidades internas de facies asociadas a cada unidad geológica, considerando parte del
conocimiento generado en el modelo de facies determinístico, las interpretaciones petrofísicas pie
a pie en los pozos evaluados en el estudio y el análisis estadístico de las proporciones de las
facies arena – lutita en el yacimiento.
3.2.2.1. Registros Sintéticos de Facies Arenas y Lutitas
A partir de los valores de corte de la petrofísica para la determinación de la roca yacimiento
(Ver reporte Fase II Estudio Integrado yacimiento Bach-01), se generó un registro discreto de
indicadores de lutitas (roca considerada no yacimiento) y arenas (roca neta yacimiento) para
todos los pozos con evaluaciones petrofísicas (850 pozos). La Figura 29 muestra un ejemplo del
registro sintético de indicador de facies de lutitas y arenas en el pozo LL 2344.
Figura 29. Registro sintético de indicador de lutitas (roca no yacimiento) y arenas (roca yacimiento).
96
3.2.2.2. Análisis Estadístico de Facies Arena-Lutita
Se realizó un análisis estadístico de las facies de arena-lutita a través de las variaciones de
proporción vertical (Curvas de Proporción Vertical), distribución de espesores de las lutitas por
unidad geológica y distribución areal de la proporción de lutita a partir de los mapas de facies del
modelo determinístico.
Las Curvas de Proporción Vertical (CPV) representan la fracción de lutita que está presente
en cada capa (layer) del modelo, el eje de las X representa la proporción de lutita de 0 a 1, y el eje
de las Y representa la capa en el intervalo geológico. La Figura 30 muestra la CPV para todo el
yacimiento, en donde se puede observar que la fracción de arena es mayor hacia los intervalos
superiores, y el yacimiento se va haciendo más arcilloso hacia la base. Los picos en la curva
representan los límites en los intervalos estratigráficos, donde la proporción de lutita tiende a ser
mayor.
Figura 30. Curva de proporción vertical.
97
Estas CPV fueron definidas para cada intervalo del modelo estratigráfico, lo cual le permite
al algoritmo de simulación honrar la distribución vertical de arenas y lutitas.
En cuanto a la distribución areal de la proporción de lutita, se determinó en función de la
fracción de lutita presente en cada facie principal representada en el modelo determinístico y se
asignó arealmente según el cartografiado de estas facies. Por ejemplo, la proporción de lutita por
facies predominantes en AP60 viene dado en la Figura 31 por:
AP 60
020
4060
80
2 - Sand richChannels
3 - MediumSand Content
4 - Low SandContent
5 - MostlyShale
Tipo Predominante de Facies
Prop
orci
ón d
e lu
tita
Shale
Figura 31. Proporción de lutita por facies intervalo AP60.
Las proporciones de lutita mostradas en la figura anterior, fueron asignadas a las facies
predominantes según los mapas de facies (ej. 18% de lutita en la fase canal o facie 2), para el
intervalo AP60 la distribución areal es mostrada en la Figura 32.
Figura 32. Distribución areal de la proporción de lutitas AP60.
98
En la Figura 32 se observa que la menor proporción de lutita de 18% (amarillo) se asigna a
la facie 2 de canal, y la mayor proporción 70% (celeste) a las facie más arcillosa (facie 5).
3.2.2.3. Simulación Estocástica de Objetos
Una vez realizado el análisis estadístico y de tendencia de distribución de arenas y lutitas, se
ejecutó una simulación estócastica basada en un modelado tipo objetos (Object Base Modeling)
para las lutitas, considerando como facie de relleno la arena, con el fin de modelar
estocásticamente la distribución de las lutitas en las diferentes unidades del yacimiento. Este tipo
de técnicas ha sido documentada como recomendable para yacimientos con alta relación arena
lutita (mayor al 70 %) y donde los depósitos de lutita no son fácilmente correlacionables y
presentan una distribución bastante aleatoria, como es el caso de los intervalos superiores del
yacimiento Bach-01 (AP y H principalmente).
En la Figura 33 se presenta una realización de la distribución de arenas y lutitas en la capa
5 del intervalo AP60:
Figura 33. Realización de distribución de arenas y lutitas Capa 5 AP60.
99
Para la definición de la configuración de los objetos (lutitas) se utilizaron los siguientes
parámetros:
Figura 34. Geometría de los objetos asignados a las lutitas.
Es importante mencionar que estos parámetros son de alta incertidumbre y pueden ser
sujetos a análisis de sensibilidad, con el objetivo de generar múltiples realizaciones que
representen varias configuraciones posibles de las lutitas, donde se varíe por ejemplo en la
dirección horizontal el ancho (Minor Width) y la relación de dimensiones Ancho/Largo
(Major/Minor Width), representando con estos, casos de mayor o menor continuidad de las
lutitas. Lo importante de este análisis de sensibilidad, es verificar el sentido geológico de los
objetos y que el condicionamiento a la data de pozos se mantenga en un porcentaje alto (ej.
mayor a 90%), respetando de esta forma la distribución areal de las lutitas.
La Figura 35 muestra el nivel de cotejo de la distribución de objetos representando
depósitos de lutita (verde) con la data de pozos. La data de pozos está resaltada con los recuadros
en negro. Como se puede observar, las zonas con mayor concentración de facies de arena posee
una menor concentración de objetos de lutita, e inversamente, los objetos de lutita ajustan
bastante bien con la zonas de mayor concentración de lutita según la data de pozos.
100
Figura 35. Ajuste de la realización de objetos de lutita y rellenos de facies de arenas con la data de pozo –
Capa 5 intervalo AP60.
3.2.2.4. Integración Modelo Estocástico de Lutitas y Modelo Determinístico
Una vez realizado el modelaje estocástico de la distribución de lutita en el yacimiento, se
procedió a integrar la realización de facies arena/lutita con el modelo determinístico de facies,
esto con el objetivo de definir la geometría interpretada de los canales en un ambiente fluvial
realizada durante el modelo geológico y de esta forma mantener parte de esta interpretación en el
nuevo modelo de facies. Este nuevo modelo, posee un condicionamiento mayor a nivel de pozos
en cuanto a la distribución de arenas y lutitas, y al mismo tiempo mantiene la geometría de los
canales definidas en el modelo determinístico, generando de esta forma un modelo
semiestocástico de facies de mejor resolución que el modelo determinístico. En la Figura 36 y
Figura 37 se pueden ver una vista areal y un corte vertical de una realización del modelo final de
facies para la capa 5 del intervalo AP60.
101
Figura 36. Realización de la distribución de facies final Capa 5 AP60.
Figura 37. Resolución vertical del nuevo modelo de facies.
Una mejor representación de las zonas no permeables (lutitas) tiene un factor importante en
los procesos de flujo a modelar durante la simulación numérica, y tendrá un impacto importante
en las predicciones de los modelos dinámicos, en especial para procesos de desplazamiento con
vapor (ICV o SAGD), en donde la segregación gravitacional es importante y la comunicación
vertical juega un papel vital en el desempeño de estos procesos.
102
3.3. MODELADO DE PROPIEDADES PETROFÍSICAS (POROSIDAD Y PERMEABILIDAD)
La porosidad y permeabilidad, como variables continúas, se modelaron utilizando la técnica
Simulación Secuencial Gaussiana, la cual permite generar una serie de realizaciones
condicionadas a la data de pozos y tomando en cuenta las heterogeneidades del yacimiento a una
escala menor que las heterogeneidades definidas en el modelo de facies.
3.3.1. Modelado de Porosidad
El procedimiento seguido para la generación de realizaciones de porosidad fue el siguiente:
⇒ Escalamiento de los datos de registros a la malla 3D:
El escalamiento de la data de registros a la malla de simulación geoestadística, se hizo
promediando la data de registros de una escala micro (0,5 pies) a una escala mayor (+/- 5 pies) a
través de promedios aritméticos, condicionadas al resultado de la interpretación de facies del
modelo anterior (es decir, en celdas con predominio de arena se escala con el promedio de la
porosidad en las arenas y en celdas con predominio de lutita se escala el promedio de la
porosidad de las lutitas). La Figura 38 muestra el histograma de la variable porosidad, donde se
puede observar como la data escalada (Upscaled cells) a la malla geológica mantiene una
distribución estadística similar a la data de registro (well logs). Se observa una distribución
Bimodal en este caso ya que no está condicionada a facies y muestra una tendencia de baja
porosidad para las facies arcillosas y alta porosidad para las facies de arena.
Figura 38. Histograma con la distribución probabilista de la variable porosidad.
103
⇒ Transformación de los datos:
Una vez escalada la propiedad se procedió a realizar el análisis estadístico de tendencias,
transformación de los datos al espacio gaussiano (distribución normal) y análisis de la
distribución espacial (estimación y modelado de variogramas).
Para la transformación de los datos, inicialmente se realizó el análisis para remover
cualquier tendencia en la data, y posteriormente se aplicó la transformación normal a la data
original, lo cual es un requisito indispensable en la simulación secuencial gaussiana de
propiedades continúas. En la Figura 39 se presenta el resultado de aplicar la transformación a los
datos de porosidad del intervalo AP60:
Figura 39. Transformada de la variable porosidad.
⇒ Análisis de distribución espacial (modelado de variogramas):
Posteriormente, el modelado de los variogramas es una de las tareas más difíciles dentro del
modelado estocástico, principalmente por la alta variabilidad natural de los datos y su
distribución en el espacio, lo cual se refleja en alta sinuosidad e inestabilidad en las estimaciones
de los variogramas.
En lo que respecta al modelo de variograma, se seleccionó principalmente un modelo tipo
exponencial, esto fue determinado con el buen ajuste de los variogramas verticales, los cuales por
lo general tienden a ser más estables, tal como muestra la Figura 40 donde se puede observar el
104
modelado del Variograma vertical de la Transformada Normal de Porosidad de la Facie Canal
intervalo AP40.
Figura 40. Modelado del Variograma vertical de la Transformada Normal de Porosidad de la Facie Canal
intervalo AP40.
El efecto pepita o efecto nugget (valor del variograma a distancia 0), se definió igualmente
con base en el variograma vertical y por lo general se estimó en menos de un 20%. Efectos
nugget mayores a 40% por lo general se consideran atribuibles a errores en la data y no
representan la física de la correlación espacial (efectos nugget de 100% indican cero correlación).
En la dirección horizontal, para generar un análisis variográfico representativo, se utilizó lo
que se denomina data suave en lo que respecta a la dirección de máxima continuidad horizontal,
para este caso, siguiendo la tendencia de los mapas de facies y el conocimiento geológico previo
se asumió una tendencia de mayor continuidad de N 45° E.
En la Figura 41 se presenta el modelado del variograma horizontal en la dirección de
máxima continuidad de la transformada normal de la porosidad para el intervalo AP40.
105
Figura 41. Modelado del Variograma horizontal de la Transformada Normal de la Porosidad de la Facie
Canal intervalo AP40.
En cuanto a los rangos de correlación, se trató de definir en la distancia donde se
consiguiera un mejor ajuste de los primeros valores del variograma (descartando valores que
reflejaran efectos nugget altos) y donde se observaran los primeros valores razonables de
estabilización cercanos a la meseta (sill), por lo general para las facies más arcillosas (lutitas) y
menos continuas el rango de correlación fue difícil de estimar y se asumió un variograma
isotrópico (igual rango) en la dirección horizontal, con un rango aproximado de 500 mts.
⇒ Aplicación del algoritmo de Simulación Secuencial Gaussiana para porosidad y
cosimulación para permeabilidad condicionados al modelo de facies:
Una vez modelado los variogramas para todas las facies en las 19 unidades estratigráficas
(38 variogramas), se procedió a aplicar el algoritmo de Simulación Secuencial Gaussiana para
generar la realización de la distribución de porosidad en el yacimiento, condicionada con la data
de pozos y la distribución de facies generada en el modelo de facies.
La Figura 42 muestra una vista areal de la realización de porosidad para la capa 5 del
intervalo AP40, los valores más oscuros (azul) representan zonas de baja porosidad efectiva
asociadas con facies de lutita, y los valores en amarillo y rojo muestran los valores más altos de
porosidad, asociados principalmente a facies de canal, igualmente se puede observar la tendencia
general de mejor continuidad en dirección sur-oeste nor-este.
106
Figura 42. Realización de porosidad Capa 5 AP60.
3.3.2. Modelado de Permeabilidad
Para la generación de las realizaciones de permeabilidad, se utilizó como data de entrada los
registros de permeabilidad sintéticos generados en el modelado petrofísico durante la Fase II del
Estudio integrado, estos registros fueron calculados a partir de la Correlación de Timur-Coates
modificada, la cual mostró aparentemente un ajuste aceptable con los datos de núcleo. Esta
correlación considera la porosidad y el volumen de arcilla como parámetros de entrada.
El procedimiento seguido para la generación de las realizaciones de permeabilidad es muy
similar al presentado anteriormente para la porosidad, por lo cual no se explicará en detalle. La
única diferencia presente es que se utilizó un algoritmo de co-simulación utilizando como
variable secundaria la porosidad, esto para generar consistencia entre la porosidad y la
permeabilidad. El algoritmo de estimación utilizado fue cokrigging colocado en donde una
variable secundaria (porosidad en este caso), es utilizada como parámetro de entrada en la celda a
estimar y su influencia depende directamente del coeficiente de correlación R entre la variable
primaria y la variable secundaria (permeabilidad y porosidad), el cual por lo general está por
encima de 0,7.
107
Igualmente, la simulación es condicionada por tipo de facie, lo cual permite establecer
correspondencia con el modelo geológico. Para la facie lutita se asumió un sello total y se asignó
una permeabilidad de 0 milidarcies, ya que la correlación utilizada para estimar permeabilidad en
algunos casos sobreestima la permeabilidad en las lutitas. La Figura 43 muestra el resultado de la
realización para la permeabilidad de la capa 5 del intervalo AP60.
Figura 43. Realización de permeabilidad Capa 5 AP60.
El detalle de los resultados del modelado estocástico se encuentra documentado totalmente
en el proyecto generado con la aplicación PETREL, en la cual se generaron flujos de trabajo con
cada uno de los pasos seguidos y documentados en este capítulo, para mayor detalle en los
parámetros y procedimientos utilizados se recomienda abrir y explorar el proyecto, ya que por
razones prácticas no se incluyeron los detalles menores en este capítulo.
CAPITULO IV
INGENIERÍA CONVENCIONAL 4.1. DATOS BASICOS
El yacimiento Bach-01, se encuentra ubicado en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo,
al Sur de la ciudad de Lagunillas, conformado por una porción en el Lago de Maracaibo, con un
área aproximada de 95 Km² y una porción en tierra con un área aproximada de 120 Km². Este
yacimiento pertenece a la Unidad de Explotación Lagunillas Lago, el cual hasta Mayo del año
2008, alcanzó una tasa de producción fiscalizada de 36.76 MBNPD, con una RGP de 261
PCN/BN y un 41,8 %AyS, posee una producción acumulada de 505 MMBN de petróleo, con una
gravedad °API de 12 y una viscosidad de 635 cp a 128 °F. El total de de pozos completados hasta
la fecha es de 739, entre verticales y horizontales. Este Trabajo de Grado tiene como objetivo
principal la evaluación de diferentes procesos de Recuperación Mejorada en el yacimiento
BACH-01, tales como SAGP, VAPEX, IAV+GAS y la Inyección de Dióxido de Carbono, con la
ayuda de un modelo de simulación que represente la estructura y dinámica de los fluidos en el
mismo, sus características principales se listan en la Figura 44.
Figura 44. Datos Básicos del Yacimiento BACH-01.
Área (Km2) 95 POES (MMBN): 6621.35Factor Rec. (%): 16.2 Res. Rec. (MMBN): 1072.66Res. Rem. (MMBN): 568.10Np (MMBN) 05-08: 504.56 Pi (Lpc): 1400Pactual (Lpc): 650 @ 1150Pburbujeo (Lpc): 1319Temp. Yac. (°F): 128 Prof. Datum (pies): 3000Porosidad (%): 28-34Permeabilidad (md): 1100-2400(°API): 12 N° de Pozos: 739
Área (Km2) 95 POES (MMBN): 6621.35Factor Rec. (%): 16.2 Res. Rec. (MMBN): 1072.66Res. Rem. (MMBN): 568.10Np (MMBN) 05-08: 504.56 Pi (Lpc): 1400Pactual (Lpc): 650 @ 1150Pburbujeo (Lpc): 1319Temp. Yac. (°F): 128 Prof. Datum (pies): 3000Porosidad (%): 28-34Permeabilidad (md): 1100-2400(°API): 12 N° de Pozos: 739
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4.2. COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN El yacimiento Bach-01 inicia su producción en el año 1934 con la completación del pozo
del pozo LL 231 y el pozo UNA 35 en el área de la Franja del Kilómetro. Inicialmente tuvo muy
poco desarrollo motivado a la baja productividad de los pozos y problemas de producción de
arena. En el año 1955 se inició su desarrollo en mayor escala con la recompletación y perforación
de nuevos pozos, utilizando técnicas de completación para el control de arena como empaques de
grava con forros ranurados principalmente.
A partir de 1971 se inició la inyección alternada de vapor (IAV) como método de
estimulación de pozos, dándole mayor eficiencia económica a la producción de crudo en este tipo
de yacimiento. Hasta la fecha se han inyectado más de 1466 ciclos de vapor aproximadamente en
465 pozos.
Para abril del año 2006 el yacimiento produjo +/- 42,0 MBNPD, con una RGP de 229
PCN/BN, un 42.7% AyS y con una producción acumulada de 475,2 MMbls de petróleo.
Hasta la fecha se han completado un total de 739 pozos, de los cuales 602 son verticales y
137 horizontales, entre nuevos y reentry perforados a partir de 1995. La campaña de perforación
horizontal en el yacimiento, se inició con el objetivo principal de drenar las reservas remanentes
en áreas cercanas al acuífero, al sur, oeste y noroeste del yacimiento, afectadas por la alta
producción de agua de los pozos verticales completados principalmente a hoyo desnudo.
Para el yacimiento Bach-01 la tasa de producción de los pozos horizontales en conjunto,
es mayor que la de los pozos verticales. El yacimiento alcanzó en el mes de Mayo del año 2008,
una tasa de producción de 36,76 MBNPD, con una RGP de 261 PCN/BN y un 41,8 %AyS, posee
una producción acumulada de 505 MMBLS de petróleo.
En la Figura 45 se muestra el comportamiento histórico de todo el yacimiento.
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Figura 45. Comportamiento de Producción del Yacimiento BACH-01.
4.3. COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN
Para el yacimiento de estudio inicialmente se estimó una presión de aproximadamente
1400 lpc al inicio de la producción en el año 1934. Las pruebas de presión de los pozos en el área
indica que existen un rango amplio de presiones en toda la extensión del yacimiento, donde las
presiones mas bajas se encuentran en el orden de 600 lpc hacia las áreas más desarrolladas con la
máxima producción acumulada, que corresponden a las regiones del sureste de la parcela A-241,
sur de la parcela A-242 y norte de las parcelas A-243 y A-244, y las zonas cercanas al acuífero, al
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sur, suroeste y noroeste se observan las presiones más altas, ubicadas entre 1000 y 1100 lpc,
incluyendo la zona de la franja del kilómetro, tal como se muestra en el mapa isobárico de la
Figura 46 elaborado a partir del último levantamiento de presiones de los años 2005 y 2006.
Figura 46. Mapa Isobárico 2005-2006.
4.4. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
Para la elaboración del modelo de simulación del yacimiento Bach-01 se realizó
primeramente una revisión y evaluación de las propiedades de los fluidos del área.
El análisis PVT utilizado en este estudio, fue un análisis realizado al pozo LL-525, sin
embargo, por la poca representatividad de la muestra, se procedió a generar un PVT sintético a
partir de correlaciones, el cual ajusto bastante bien a los valores estimados de Rs, Bo & Co. En
cuanto a la viscosidad del crudo no fue posible encontrar una correlación que representara el
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comportamiento de este parámetro en el campo y por ende se utilizaron los valores obtenidos a
través del mencionado PVT.
La Tabla 6 muestra los valores que fueron utilizados en el modelo del campo Bachaquero
01.
Tabla 6. Propiedades PVT.
Presión
(Lpca)
Rs
(PCN/BN)
βo
(BY/BN)
βg
(BY/PCN)
µo
(cp)
2515 93 1,0565 1277
2315 93 1,0573 1169
2115 93 1,0585 1062
1915 93 1,059 955
1715 93 1,0613 848
1615 93 1,062 794
1515 93 1,063 741
1415 93 1,064 687
1319 93 1,0652 635
1115 83 1,0622 0,00328256 665
815 64 1,0556 0,00423187 720
515 41 1,0469 0,00658744
215 17 1,0357 0,016640867 1110
15 0 1,0247 1627
4.5. BALANCE DE MATERIALES El Balance de Materiales ha sido utilizado para estimar la afluencia del acuífero y la
migración de fluidos hacia la costa, en el área de Tierra Este Pesado (TEP). El yacimiento TEP de
Laguna Superior es complejo con altas presiones en el norte debido a la afluencia de agua dulce,
con bajas presiones en el área productora principal alrededor del bloque W-6, debajo de 200 psi y
con una referencia de 2300 pies. Esta baja presión corresponde aproximadamente a 500 psi en la
referencia (datum) de 3000 pies en Bach-01, utilizando una corrección de densidad de líquido.
El resultado de la baja presión en el área de W-6 es una fuerza impulsora para la migración
de fluidos desde Bach-01 hacia TEP para el petróleo, gas y agua en el área productora central, A-
242 y A-243. La afluencia de agua en el norte de TEP probablemente esté ocasionado un flujo
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desde TEP hacia Bach-01 en el área de A-230. Estudios recientes de presión, tanto en Bach-01
como en TEP, indican tendencias consistentes de baja y alta presión a lo largo de la línea de la
costa del Lago que separa a los dos yacimientos.
La situación se complica por la presencia de una gran cantidad de “gas-extra” que domina
la energía productora de Bach-01 en los últimos tiempos, Durante el estudio evaluamos tres
escenarios de balance de materiales:
• Un solo Tanque - Bach-01 solamente con la afluencia del acuífero.
• Dos Tanques - Bach-01 con la afluencia del acuífero y la migración hacia TEP
• Cuatro Tanques - Zonas 1, 2 y 3 con afluencia del acuífero y migración hacia TEP
Los escenarios 2 y 3 confirman que hay flujo entre Bach-01 y Tierra Este. Sin embargo, el
volumen total es inferior a la predicción de Exxon en 1979. Esto se debe en parte a la llegada de
“gas extra” en el sistema lo cual comenzó en 1981. Después de la llegada del gas extra, la
migración se redujo mucho después de 1985.
El programa MBAL, versión 7.0, hecho por Petroleum Experts fue usado en los tres
escenarios para realizar el análisis del balance de materiales.
Los tres escenarios confirman que el petróleo original en sitio de 6600 MMBN, es factible.