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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERA EN GEOLOGA, MINAS, PETRLEOS Y
AMBIENTAL
ESCUELA DE PETRLEOS
TESIS DE GRADO PREVIA A LA OBTENCIN DEL TTULO DE
INGENIERO DE PETRLEOS
ESTUDIO DEL COMPORTAMIENTO DEL CAMPO SHUSHUFINDI
MEDIANTE ANLISIS E INTERPRETACIN DE PRUEBAS DE
RESTAURACIN DE PRESIN
AUTOR: Muoz Segovia Gabriel Andrs
QUITO ECUADOR
JUNIO 2010
-
DECLARACIN DE ORIGINALIDAD
En calidad de miembros del Tribunal de Grado, designados por la
Facultad de Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y Ambiental,
declaramos que la Tesis de Grado denominada:
ESTUDIO DEL COMPORTAMIENTO DEL CAMPO SHUSHUFINDI
MEDIANTE ANLISIS E INTERPRETACIN DE PRUEBAS DE
RESTAURACIN DE PRESIN
Es original e indita y fue realizada en su totalidad por el seor Muoz
Segovia Gabriel Andrs, por lo cual dejamos constancia de su
autenticidad.
Atentamente,
Ing. Roberth Almeida TUTOR
Ing. Ivn Bedoya Ing. Bolvar Miranda PRIMER MIEMBRO SEGUNDO MIEMBRO
-
AUTORA Y CESIN DE DERECHOS
Yo, Muoz Segovia Gabriel Andrs, egresado de la Escuela de
Ingeniera de Petrleos y autor de la tesis denominada ESTUDIO DEL
COMPORTAMIENTO DEL CAMPO SHUSHUFINDI MEDIANTE
ANLISIS E INTERPRETACIN DE PRUEBAS DE RESTAURACIN
DE PRESIN, declaro que el trabajo aqu presentado es de mi autora y
cedo los derechos de autor a la Universidad Central del Ecuador, Facultad
de Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y Ambiental para que realice
la difusin correspondiente en la Biblioteca Virtual.
Atentamente:
Muoz Segovia Gabriel Andrs C.I. 100349354-9
-
AGRADECIMIENTO
A mi Madre Lupita y a mis tres hermanos Fredy,
Brenda y Erick por su constante apoyo durante toda mi vida
y que son mi razn de vivir.
A Miroslava Villegas por su invaluable colaboracin en
toda mi carrera y en la realizacin de este trabajo de grado.
A los Ingenieros Roberth Almeida, Ivn Bedoya y
Bolvar Miranda por haber sido Maestros que guiaron mis
pasos.
A la Siempre Gloriosa y Tres Veces Centenaria
Universidad Central del Ecuador, a su Facultad de Ingeniera
en Geologa Minas, Petrleos y Ambiental y a la Escuela de
Petrleos por haberme acogido en el transcurso de mis
estudios y brindarme la oportunidad de obtener mi ttulo
profesional.
A Petroecuador y a su filial Petroproduccin por toda
la colaboracin prestada en la realizacin de esta tesis.
Gabriel Muoz
-
DEDICATORIA
No creo que podra ser capaz de pensar en
nadie ms para dedicarle este trabajo de tanto
tiempo, mi carrera y todas las acciones de mi vida
que en mi Madre Lupita Segovia quien con su fuerte
carcter y amor ha guiado mis errantes pasos en
este mundo, debo decir que sin mi Madre no sera
nada.
Mi padre aunque muri casi al iniciar mi
carrera hoy lo recuerdo y siempre estar presente en
m, porque con su ejemplo gui una familia.
Gabriel Muoz
-
RESUMEN DOCUMENTAL
Este trabajo tiene como principal objetivo realizar un estudio del
comportamiento del campo Shushufindi mediante anlisis e interpretacin
de pruebas de restauracin de presin, realizando un anlisis sobre el
principal parmetro que influye en el comportamiento y produccin de un
campo que es la presin. El problema identificado es la falta de estudios
de presin actual del campo Shushufindi as como de mapas de presiones
que permitan realizar un adecuado anlisis de la situacin del campo. La
hiptesis dice: El mantenimiento de presin en los reservorios del campo
Shushufindi es muy bueno y se mantiene lejos de la presin de burbuja ya
que su principal mecanismo de produccin es el empuje hidralico. Marco
referencial: Generalidades del campo, Pruebas de restauracin de presin
obtenidas del archivo tcnico de Petroproduccin. Marco Terico: Flujo de
fluidos en yacimientos, Ley de Darcy, Ecuacin de la Difusividad, Dao de
formacin, Pruebas de Presin, Propiedades de la roca y Propiedades
del Fluido. Marco Metodolgico: Mtodo de Observacin y recopilacin de
datos Mtodo Analtico, Mtodo de Cuantificacin. La conclusin general
se refiere al comportamiento de las presiones en los compartimentos del
campo Shushufindi y a su incidencia en la produccin del mismo.
DESCRIPTORES
CATEGORAS TEMTICAS
-
DOCUMENTAL SUMMARY
This work has as main objective to carry out a study of the behavior
of the field Shushufindi by means of analysis and interpretation of tests of
restoration of pressure, carrying out an analysis on the main parameter
that influences in the behavior and production of a field that it is the
pressure. The identified problem is the lack of studies of current pressure
of the field Shushufindi as well as of maps of pressures that they allow to
carry out an appropriate analysis of the situation of the field. The
hypothesis says: The maintenance of pressure in the reservoirs of the
Shushufindi field is very good and it stays since far from the bubble
pressure its main production mechanism it is the hydraulic push.
Referential Mark: Generalities of the field, obtained Build Up of the
technical file of Petroproduccin. Theoretical Mark: Flow of fluids in
reservoirs, Law of Darcy, Equation of the Diffusivity, formation Damage
(skin), Tests of Pressure, Properties of the rock and Properties of the
Fluid. Methodological Mark: Method of Observation and summary of data,
Analytic Method, Method of Quantification. The general conclusion refers
to the behavior of the pressures in the compartments of the field
Shushufindi and to its incidence in the production of the same one.
DESCRIBERS
THEMATIC CATEGORIES
-
i
NDICE GENERAL
CAPITULO I ........................................................................................ 1
DESCRIPCIN DEL CAMPO
1.1. Introduccin ............................................................................. 1
1.2. Objetivo general ...................................................................... 3
1.3. Objetivos especficos .............................................................. 3
1.4. Planteamiento del problema .................................................... 3
1.5. Justificacin e Importancia ...................................................... 4
1.6. Ubicacin del rea de estudio ................................................. 5
1.7. Reservorios en produccin ...................................................... 5
1.8. Tipos de completacin ............................................................ 6
1.9. Sistemas de levantamiento Artificial ........................................ 7
CAPITULO II ..................................................................................... 8
MARCO TERICO
2.1. Flujo de fluidos en yacimientos ............................................... 8
2.1.1. Mecanismos de empuje natural de los yacimientos. ............... 9
2.1.2. Naturaleza de flujo en yacimientos ....................................... 15
2.1.3. Geometra de flujo en yacimientos ........................................ 15
2.1.4. Tipos de flujo ......................................................................... 16
2.1.5. Ley de Darcy ........................................................................ 18
2.1.6. Ecuacin de difusividad......................................................... 20
2.1.7. Principio de superposicin .................................................... 20
2.1.8. Ecuacin de Horner .............................................................. 22
2.1.8.1. Grfica de Horner ............................................................ 23
2.1.9. Ecuacin de la Derivada ...................................................... 23
2.1.9.1. Grfica de la Derivada ..................................................... 24
2.1.10. Transmisibilidad 24
2.1.11. Dao de formacin ...25
2.1.12. Pruebas de presin ..28
2.2. Propiedades de la roca ......................................................... 35
2.2.1. Porosidad .............................................................................. 35
-
ii
2.2.2. Permeabilidad horizontal ....................................................... 36
2.2.3. Permeabilidad vertical ........................................................... 37
2.2.4. Compresibilidad de la roca .................................................... 38
2.2.5. Contacto agua petrleo ....................................................... 39
2.2.6. Presin capilar y permeabilidades relativas .......................... 40
2.3. Propiedades del fluido ........................................................... 45
2.3.1. Propiedades del petrleo ..................................................... 45
2.3.2. Propiedades del gas ............................................................. 47
2.3.3. Propiedades del agua ........................................................... 48
CAPITULO III .................................................................................. 50
ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI
3.1. Distribucin de pozos de sistemas de levantamiento
Artificial .................................................................................. 50
3.2. Estado mecnico actual de los pozos ................................... 50
3.3. Yacimientos depletados ........................................................ 52
3.4. Produccin de yacimientos nuevos y maduros ..................... 52
3.4.1. Pozos cerrados ..................................................................... 53
3.4.2. Pozos en produccin ............................................................. 53
3.5. Historial de completacin y reacondicionamiento de pozos .. 54
3.6. Mtodos de interpretacin ..................................................... 55
3.6.1. Mtodo Miller, Dyes, Hutchinson (MDH) ............................... 55
3.7. Historial de produccin .......................................................... 55
3.8. Historial de presiones ............................................................ 56
3.8.1. Historial del anlisis de pruebas de presin .......................... 56
3.8.2. Declinacin de presin .......................................................... 59
3.8.2.1. Curvas tipo ....................................................................... 59
3.8.2.2. Mtodo semilog ............................................................... 60
3.8.2.3. Grfico log-log ................................................................. 60
3.9. Efectos del pozo y sus vecindades ....................................... 63
3.9.1. Efectos de dao y seudo dao .............................................. 63
3.9.2. Efecto de llenado o almacenamiento .................................... 65
-
iii
3.9.3. Efecto de Inercia y segregacin ........................................... 67
CAPITULO IV ................................................................................. 69
ANLISIS DE PRUEBAS DE RESTAURACIN DE PRESIN
4.1. Anlisis y evaluacin de la data de los pozos del campo
Shushufindi ........................................................................... 69
4.2. Datos bsicos de la evaluacin ............................................. 71
4.3. Modelos de ajuste de restauracin de presin ...................... 72
4.4. Pruebas de declinacin de presin (Drawdown) ................... 73
4.5. Pruebas de restauracin de presin (Build Up) ..................... 74
4.6. Anlisis Semilog de la prueba ............................................... 75
4.7. Presin promedia de yacimiento ........................................... 75
4.8. Aplicacin de la primera y la segunda derivada .................... 76
4.9. Curva Tipo ............................................................................. 76
4.10. Anlisis log log ................................................................... 77
4.11. Diagnstico de regmenes de flujo ........................................ 78
4.12. Determinacin de heterogeneidades .................................... 83
4.13. Determinacin de presin de fractura de pruebas de
Presin .................................................................................. 85
4.14. Realizacin de mapas de presiones ..................................... 86
4.15. Interpretacin de los resultados ............................................ 87
4.16. Anlisis de resultados ........................................................... 98
CAPITULO V ................................................................................... 99
PRESIONES EN EL CAMPO SHUSHUFINDI
5.1. Mecanismo de produccin natural en cada arena y su
incidencia en las presiones del campo .................................. 99
5.2. Declinacin de la produccin en funcin de las presiones del
yacimiento ........................................................................... 100
5.3. Mantenimiento de la presin y optimizacin de la produccin en
yacimientos Subsaturados .................................................. 101
5.4. rea de drenaje, anlisis del comportamiento .................... 102
-
iv
5.5. Limites del yacimiento. ........................................................ 108
CAPITULO VI .............................................................................. 109
PREDICCIONES DE PRODUCCIN
6.1. Prediccin de produccin futura en funcin de varias estrategias de
produccin. .......................................................................... 109
6.1.1. Predicciones de produccin con y sin perforacin de
Pozos.................................................................................. 109
6.2. Determinacin del mejor escenario de perforacin de pozos
utilizando pruebas de restauracin de presin .................... 111
6.3. Anlisis de resultados ......................................................... 111
6.4. Anlisis econmico del estudio de pruebas de presiones ... 113
CAPITULO VII .............................................................................. 114
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.1. Conclusiones ....................................................................... 114
7.2. Recomendaciones .............................................................. 118
REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS ............................................. 119
GLOSARIO DE TRMINOS .......................................................... 122
-
v
NDICE DE TABLAS
Tabla 1 Reservorios de Gas Disuelto ............................................. 10
Tabla No 2 Empuje por Agua ......................................................... 11
Tabla No 3 Distribucin de pozos de sistemas de levantamiento
Artificial ............................................................................................ 50
Tabla No 4 Distribucin de pozos de sistemas de levantamiento
artificial por Estaciones .................................................................... 50
Tabla No 5 Trabajos realizados en el Campo por reacondicionamiento de
pozos con torre ................................................................................ 51
Tabla No 6 Trabajos de reacondicionamiento realizados por
Pozo ................................................................................................. 51
Tabla No 7 Trabajos realizados en el Campo por reacondicionamiento de
pozos sin torre ................................................................................. 51
Tabla No 8 Trabajos de reacondicionamiento realizados por
Pozo ................................................................................................. 52
Tabla No 9 Produccin de yacimientos nuevos y maduros ............ 52
Tabla No 10 Pozos Cerrados ......................................................... 53
Tabla No 11 Pozos en Produccin ................................................. 53
Tabla No 12 Historial de Completacin y Reacondicionamiento de
pozos. .............................................................................................. 54
Tabla No 13 Historial de Produccin ............................................... 55
Tabla No 14 Historial del anlisis de pruebas de presin ............... 57
Tabla No 15 Modelos de ajuste de restauracin de presin .......... 72
Tabla No 16 Presin Promedia del Yacimiento.............................. 75
Tabla N 17. Pozos que conforman cada compartimento ................ 84
Tabla No 18 Arena U Presiones y Caudal de Petrleo por
compartimentos, Cuadro General .................................................... 87
Tabla No 19 Arena U Presin Promedio y Caudal de Petrleo
Compartimento A ........................................................................... 89
Tabla No 20 Arena U Presin Promedio y Caudal de Petrleo,
Compartimento B ........................................................................... 90
-
vi
Tabla No 21 Arena U Presin Promedio y Caudal de Petrleo,
Compartimento C .......................................................................... 91
Tabla No 22 Arena U Presin Promedio y Caudal de Petrleo,
Compartimento D .......................................................................... 92
Tabla No 23 Arena T Presiones y Caudal de Petrleo por
compartimentos, Cuadro General .................................................... 93
Tabla No 24 Arena T Presin Promedio y Caudal de Petrleo,
Compartimento A ........................................................................... 94
Tabla No 25 Arena T Presin Promedio y Caudal de Petrleo,
Compartimento B ........................................................................... 95
Tabla No 26 Arena T Presin Promedio y Caudal de Petrleo,
Compartimento C .......................................................................... 96
Tabla No 27 Arena T Presin Promedio y Caudal de Petrleo,
Compartimento D .......................................................................... 97
Tabla No 28 Sistemas de Levantamiento Artificial por pozos ...... 101
Tabla No 29 Predicciones de produccin sin perforacin .......... 109
Tabla No 30 Predicciones de produccin con perforacin ........ 110
Tabla No 31 Costos de Pruebas de Presin ................................ 113
Tabla No 32 Costos Bsicos ........................................................ 113
Tabla No 33 Costos de Operacin ............................................... 113
Tabla No 34 Costos de una prueba de presin de 36 horas ........ 114
-
vii
NDICE DE GRFICOS
Grfico No 1 Ubicacin de Compartimentos Campo Shushufindi ..... 2
Grfico No 2 Ubicacin del rea de estudio ...................................... 5
Grfico No 3 Tipos de Completacin ................................................ 6
Grfico No 4 Sistemas de Levantamientos Artificial ......................... 7
Grfico No 5 Diagrama de fases ...................................................... 8
Grfico No 6 Empuje por expansin de fluidos .............................. 10
Grfico No 7 Empuje por Agua ...................................................... 11
Grfico No 8 Empuje por Capa de Gas .......................................... 12
Grfico No 9 Empuje por Segregacin Gravitacional ..................... 14
Grfico No 10 Algunas de las formas y orientaciones ms comunes de
yacimientos. ..................................................................................... 15
Grfico No 11 Flujo Estable ........................................................... 16
Grfico No 12 Flujo Inestable......................................................... 17
Grfico No 13 Flujo Pseudoestable .............................................. 18
Grfico No 14 Ley de Darcy ........................................................... 19
Grfico No 15 Grfico de Flujo Radial ........................................... 19
Grfico No 16 Principio de Superposicin ..................................... 21
Grfico No 17 Superposicin de multiratas ................................... 21
Grfico No 18 Grfica de la Ecuacin de Horner ........................... 23
Grfico No 19 Derivada de la Ecuacin de Horner ......................... 23
Grfico No 20 Recta Semilogartmica de Horner ............................ 24
Grfico No 21 Factor de Dao Skin ............................................... 27
Grfico No 22 Factor de Dao menor a cero ................................. 27
Grfico No 23 Componentes de Factor de Dao ........................... 28
Grfico No 24 Prueba de Restauracin de Presin ....................... 29
Grfico No 25 Prueba de Agotamiento .......................................... 32
Grfico No 26 Prueba a Tasa de Usos Mltiples ........................... 32
Grfico No 27 Pruebas de Interferencia ......................................... 33
Grfico No 28 Pruebas de Pulso .................................................... 34
Grfico No 29 Permeabilidad ......................................................... 36
-
viii
Grfico No 30 Compresibilidad de la roca y fluidos ....................... 38
Grfico No 31 Contacto Agua- Petrleo ......................................... 40
Grfico No 32 Ejemplo de Presin Capilar .................................... 40
Grfico No 33 Curvas de Presin capilar ....................................... 41
Grfico No 34 Diagrama de Permeabilidad Relativa ...................... 42
Grfico No 35 Secuencia de la invasin de los capilares con
Agua ................................................................................................ 43
Grfico No 36 Curva de KR con caudales bajos y mojabilidad al
Agua ................................................................................................ 43
Grfico No 37 Sistema Mojable al Petrleo ................................... 44
Grfico No 38 Llenado con predominio de las Fuerzas
Gravitacionales ................................................................................ 44
Grfico No 39 Predominio gravitatorio con capilares distribuidos al
Azar ................................................................................................. 45
Grfico No 40 Mtodo Miller, Dyes, Hitchinson (MDH) .................. 55
Grfico No 41 Curvas Tipo............................................................. 59
Grfico No 42 Mtodo Semilog ...................................................... 60
Grfico No 43 Grfico Log-log ....................................................... 61
Grfico No 44 Derivada de la presin ............................................ 62
Grfico No 45 Dao alrededor de un pozo .................................... 64
Grfico No 46 Pozo parcialmente penetrante ................................ 64
Grfico No 47 Pozo desviado parcialmente penetrante ................. 65
Grfico No 48 Variacin del flujo causada por el
Almacenamiento .............................................................................. 66
Grfico No 49 Efecto de almacenamiento causado por movimiento de
nivel lquido ...................................................................................... 67
Grfico No 50 Diagnstico de flujo con la funcin de primera
Derivada .......................................................................................... 67
Grfico No 51 Anlisis de Declinacin de Presin, Arena U, Pozo SFFD
66 ..................................................................................................... 73
Grfico No 52 Anlisis de Restauracin de Presin, Arena U, Pozo SFFD
66 ..................................................................................................... 74
-
ix
Grfico No 53 Anlisis Semilog de la prueba ................................. 75
Grfico No 54 Aplicacin de la primera y segunda derivada al Pozo SSSF
66 ..................................................................................................... 76
Grfico No 55 Curvas Tipo del Pozo SSSF 66 ............................... 76
Grfico No 56 Anlisis Log Log del Pozo SSSF 66 .................... 77
Grfico No 57 Llenado de Pozo Constante ..................................... 78
Grfico No 58 Flujo Linear .............................................................. 79
Grfico No 59 Flujo Bi Linear ....................................................... 80
Grfico No 60 Flujo Radial y Dao .................................................. 80
Grfico N 61 Todos los lmites-Caso Drawdown ............................ 82
Grfico N 62 Todos los lmites-Caso Build-up ................................ 82
Grfico No 63 Lmites Compartimento A ...................................... 83
Grfico No 64 Lmites Compartimento B ...................................... 83
Grfico No 65 Lmites Compartimento C y D................................ 84
Grfico No 66 Presin de Fractura ................................................. 85
Grfico No 67 Produccin Arena U .............................................. 87
Grfico No 68 Presin Promedia vs Presin de Burbuja,
Arena U ......................................................................................... 88
Grfico No 69 Presin Promedia vs Produccin, Arena U,
Compartimento A ........................................................................... 89
Grfico No 70 Presin Promedia vs Produccin, Arena U,
Compartimento B ........................................................................... 90
Grfico No 71 Presin Promedia vs Produccin, Arena U,
Compartimento C .......................................................................... 91
Grfico No 72 Presin Promedia vs Produccin, Arena U,
Compartimento D .......................................................................... 92
Grfico No 73 Produccin Arena T ............................................... 93
Grfico No 74 Presin Promedia y Presin de Burbuja,
Arena T .......................................................................................... 94
Grfico No 75 Presin Promedia vs Produccin, Arena T,
Compartimento A ........................................................................... 95
-
x
Grfico No 76 Presin Promedia vs Produccin, Arena T,
Compartimento B ........................................................................... 95
Grfico No 77 Presin Promedia vs Produccin, Arena T,
Compartimento C .......................................................................... 96
Grfico No 78 Presin Promedia vs Produccin, Arena T,
Compartimento D .......................................................................... 97
Grfico No 79 Historial de Produccin del Campo Shushufindi .... 100
Grfico No 80 rea de drenaje Campo Aguarico al 01/01/1974 .. 103
Grfico No 81 rea de drenaje Campo Aguarico al 01/05/2009 ... 104
Grfico No 82 Ubicacin de pozos Campo Shushufindi ............. 105
Grfico No 83 rea de Drenaje Campo Shushufindi al
01/08/1972 .................................................................................... 106
Grfico No 84 rea de Drenaje Campo Shushufindi al
01/05/2009 ..................................................................................... 107
Grfico No 85 Proyeccin de Produccin Campo Shushufindi con
perforacin y sin perforacin .......................................................... 111
Grfico N 86 Mapa de pozos propuestos para perforacin..112
-
1
CAPITULO I
Descripcin del campo Shushufindi-Aguarico
1.1. Introduccin
El Campo Shushufindi-Aguarico fue descubierto por el Consorcio
TEXACO-GULF en 1968 con la perforacin del pozo Shushufindi 1, con
una profundidad final de 9772 pies y completado oficialmente en Enero de
1969; las pruebas iniciales fueron de 2496 BPPD en el reservorio U con
26,6 API y de 2621BPPD en el reservorio T con 32,5 API, el campo
posee 137 pozos perforados.
Este Campo posee las reservas de petrleo liviano ms grandes
del Oriente ecuatoriano. Su produccin proviene principalmente de los
reservorios T y U, pertenecientes a la formacin Napo de edad cretcica.
El reservorio Basal Tena de la formacin Tena, se presenta en
determinadas reas del Campo en forma lenticular, por lo que se
considera productor en menor escala que los otros reservorios.
A nivel de Basal Tena, se observa la presencia de la falla principal del
Campo de rumbo N-S que preserva el anticlinal de Shushufindi.
Para la unidad U Superior, U Inferior y T, de la Formacin Napo, se
observa la consistencia del modelo estructural con respecto a Basal Tena,
por lo que se mantienen el rumbo de la falla principal y el de las fallas
secundarias; as como, el buzamiento de la estructura del Campo
Shushufindi-Aguarico.
Los reservorios del Campo Shushufindi-Aguarico poseen una
distribucin areal discontinua de la depositacin de los cuerpos de arena.
-
2
Es importante sealar que este estudio se ha dividido en cuatro
compartimentos de acuerdo a las fallas geolgicas presentes que limitan
su comportamiento de presin los que se denominarn para este estudio
como A, B, C y D, lo cuales son:
A
B
C
D
Grfico No 1 Ubicacin de Compartimentos Campo Shushufindi, para este estudio
-
3
1.2. Objetivo General
Determinar el comportamiento del Campo Shushufindi mediante el
anlisis e interpretacin de pruebas de restauracin de presin
para mejorar las expectativas de recuperacin de reservas del
campo.
1.3. Objetivos Especficos
Conocer las generalidades y estado actual de los pozos del Campo
Shushufindi.
Valorar los resultados de las pruebas de restauracin de presin
realizadas en los pozos del campo Shushufindi.
Analizar la incidencia de la presin de cada reservorio del Campo
Shushufindi con la produccin en los diferentes pozos.
Realizar un escenario de la produccin futura del campo Shushufindi.
1.4. Planteamiento del problema
Uno de los principales rubros que percibe el pas es el proveniente
de la produccin petrolera la cual representa un alto porcentaje del
presupuesto general del Estado, por lo cual la cada de produccin en los
campos maduros como es el Campo Shushufindi es una constante
preocupacin y sin embargo no se cuenta con un estudio actual del
comportamiento del Campo Shushufindi que permita atender con
eficiencia y eficacia las causas de esta cada de produccin. Las pruebas
de restauracin de presin son una valiosa informacin que permite
analizar e interpretar el comportamiento actual del Campo Shushufindi
tomando en cuenta que la presin es el principal factor que interviene en
la produccin de los campos en el Ecuador. En el presente trabajo se ha
realizado un estudio de las presiones en los reservorios del Campo
Shushufindi encaminado a estudiar su comportamiento y as poder
-
4
realizar un escenario de la prediccin de produccin considerando la
presin del Campo.
1.5. Justificacin e Importancia
1.5.1. Justificacin
En la cada de produccin en el Campo Shushufindi
intervienen varios factores dependiendo del yacimiento del cul
provenga la produccin, como es, la alta produccin de agua
debido a canales de permeabilidad y conificacin, tambin las
falencias en los sistemas artificiales de produccin y los problemas
por la obsoleta tecnologa en las facilidades de produccin, todas
estas causas deben ser resueltas o controladas, por lo que se
hacen necesarias varias actividades para atender los problemas
que se pueden presentar en los reservorios, de estos factores
viene la necesidad de realizar un estudio que permita determinar el
comportamiento del Campo y as poder determinar con la mayor
exactitud posible las actividades ms adecuadas que permita
realizar una correcta y racional produccin.
1.5.2. Importancia
Realizar un estudio del comportamiento y anlisis de la
interpretacin de las pruebas de restauracin de presin (Build
UP), de acuerdo al comportamiento actual del Campo Shushufindi
se puede definir cul es la realidad del Campo en relacin a su
comportamiento de presiones, con los resultados de la
interpretacin de las pruebas se realizar un mapeo que permita
visualmente identificar el comportamiento de las diferentes
secciones del campo las cuales son limitadas por la fallas
presentes en este campo. De igual manera se puede predecir
-
5
tambin cul es la produccin futura en base a diferentes
escenarios de desarrollo del Campo y as poder tomar las medidas
ms adecuadas para recuperar la mayor cantidad posible de
reservas, permitiendo tener mayores ingresos econmicos al Pas.
1.6. Ubicacin del rea de Estudio
El Campo Shushufindi-Aguarico est situado a 250 km, al
Este de la ciudad de Quito y 35 km, al Sur de la frontera con
Colombia; Su estructura es un anticlinal fallado y de tendencia
Norte Sur; estructuralmente est situado en el llamado Corredor
"Sacha-Shushufindi" en la Cuenca Oriental del Ecuador.
1.7. Reservorios en Produccin
Los reservorios que se encuentran en produccin en el
Campo Shushufindi-Aguarico son principalmente los reservorios U
Grfico No 2 Ubicacin del rea de estudio
-
6
Superior (G2), del U Inferior y del reservorio T (intervalos superior e
inferior) de la Formacin Napo que son los que ms produccin
aportan en el Campo, para el presente Estudio de Presiones se
tomaron como unidades hidrulicas los reservorios U y T de la
formacin Napo.
1.8. Tipos de Completacin
Existen varios tipos de completacin de pozos dependiendo
del estado en el que se encuentre cada pozo.
Pozos abandonados: Pozos cerrados: Pozos productores:
Grfico No 3 Tipos de Completacin
-
7
Los diagramas de los pozos inyectores y reinyectores no fueron
tomados en cuenta, pero si los valores de presin en los diferentes casos
donde se tenga informacin de Pruebas de Restauracin de Presin
(Build Up).
1.9. Sistemas de Levantamiento Artificial
Existen 3 tipos de sistemas de levantamiento artificial, los
cuales son.
Gas lift: Bombeo elctrico sumergible: Bombeo hidralico:
Grfico No 4 Sistemas de Levantamientos Artificial
-
8
CAPITULO II
MARCO TERICO
2.1. Flujo de fluidos en yacimientos
Diagrama de fases
Representacin grficamente las fronteras entre diferentes estados de
la materia de un sistema, en funcin de variables elegidas para facilitar el
estudio del mismo.
PUNTO DE BURBUJEO: Punto donde se encuentra una fase liquida con
una cantidad infinitesimal de gas (Burbuja).
Grfico No 5 Diagrama de fases
-
9
PUNTO DE ROCO: Punto donde se encuentra una fase gaseosa con una
cantidad infinitesimal de liquido (Gota).
TEMPERATURA CRICONDENTRMICA: Mxima temperatura a la cual
coexisten en equilibrio vapor y liquido.
PRESIN CRICONDENBRICA: Mxima presin a la cual coexisten en
equilibrio vapor y liquido
2.1.1 Mecanismos de Empuje Natural de los yacimientos
2.1.1.1 Por Gas en Solucin
El Empuje por Gas en Solucin es a veces llamado Empuje por Gas
Interno, Empuje por Gas Disuelto, Empuje por Depletacin, Empuje
Volumtrico o Empuje por Expansin de Fluidos; este es el principal
mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de todos los
yacimientos de petrleo del mundo. En un yacimiento de Empuje por Gas
en Solucin no existe capa de gas o Empuje por Agua. La saturacin de
agua promedio dentro del volumen poroso esta cerca al valor irreducible.
La presin inicial del reservorio est sobre o igual a la presin del punto
de burbuja. Si asumimos que la presin inicial esta sobre la presin del
punto de burbuja, entonces la presin como consecuencia de la
produccin declinar rpidamente hasta el punto de burbuja. Durante este
periodo, todo el gas en el yacimiento permanece en solucin. Este
proceso es a menudo definido como Empuje por Expansin de Fluidos.
-
10
RESERVORIO DE GAS DISUELTO
CARACTERSTICAS TENDENCIAS
Presin del Reservorio Declina rpida y continuamente
GOR de superficie Primero es bajo, luego se eleva hasta un
mximo y despus cae
Produccin de Agua Ninguna
Comportamiento del pozo
Requiere bombeo desde etapa inicial
Recuperacin esperada
5 al 30% del OOIP
Una vez que la presin de yacimiento ha declinado hasta la presin del
punto de burbuja, la produccin adicional causar que esta decline por
debajo del punto de burbuja con la consiguiente evolucin del gas libre en
el yacimiento. Despus que la saturacin de gas excede la saturacin
crtica, este se hace mvil. El mecanismo principal se debe al empuje del
gas y a la expansin del petrleo, el efecto de la expansin del agua y de
la roca es pequeo si se compara con la energa de un gas libre
altamente expansible. La eficiencia de recuperacin sobre el punto de
burbuja esta normalmente en el rango de 3% o menos, la recuperacin de
petrleo para este mecanismo usualmente est en el rango de 5 a 30 %
del petrleo original en-sitio. Los factores que tienden a favorecer una alta
recuperacin incluyen alta gravedad API del crudo (baja viscosidad), alto
GOR (Relacin Gas-Petrleo) y homogeneidad de la formacin.
Grfico No 6 Empuje por expansin de fluidos
Tabla 1 Reservorios de Gas Disuelto
-
11
2.1.1.2 Empuje por Agua
RESERVORIOS DE IMPULSIN POR AGUA
CARACTERSTICAS TENDENCIAS Presin del Reservorio
Permanece alta
GOR de superficie Permanece bajo
Produccin de Agua Inicia muy temprano e incrementa a cantidades apreciables
Comportamiento del pozo
Fluye hasta que la produccin de agua es excesiva
Recuperacin esperada
10 al 70% del OOIP
En este tipo de yacimiento no existe capa de gas, por lo tanto la presin
inicial es mayor que la presin del punto de burbuja. Cuando la presin se
reduce debido a la produccin de fluidos, se crea un diferencial de presin
a travs del contacto agua-petrleo. De acuerdo con las leyes bsicas de
flujo de fluidos en medio poroso, el acufero reacciona haciendo que el
agua contenida en l, invada al yacimiento de petrleo originando
Intrusin o Influjo lo cual no solo ayuda a mantener la presin sino que
permite un desplazamiento inmiscible del petrleo que se encuentra en la
parte invadida.
Grfico No 7 Empuje por Agua
Tabla No 2 Empuje por Agua
-
12
La Intrusin ocurre debido a la apreciable expansin del agua del
acufero, a medida que se reduce la presin, el agua se expande y
reemplaza parcialmente los fluidos extrados del yacimiento.
El agua que rodea al yacimiento de petrleo est en contacto con
agua proveniente de la superficie.
Dependiendo de la forma como ingresa el agua al yacimiento de petrleo,
los yacimientos por empuje de agua se denominan yyacimientos por
empuje de fondo, en la cual la formacin es usualmente de gran espesor
con suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede moverse
verticalmente. En este tipo de yacimientos la conificacin puede
convertirse en un gran problema.
Yacimientos por empuje lateral, en la cual el agua se mueve hacia el
reservorio desde los lados.
Algunos indicadores para determinar la presencia de un empuje de
agua son, el hidrocarburo (petrleo o gas) est rodeado por agua.
Debe existir suficiente permeabilidad para permitir el movimiento
del agua (por lo menos 50 md) a medida que el tiempo transcurre, la
produccin de agua incrementa.
2.1.1.3 Por Capa de Gas
Grfico No 8 Empuje por Capa de Gas
-
13
Para este tipo de yacimientos se considera que la presin inicial del
reservorio es exactamente igual a la presin del punto de burbuja. Esto
ocurre debido a que en el transcurso del tiempo geolgico, debe existir el
equilibrio entre el petrleo y el gas. Con la capa de gas, el petrleo est
manteniendo la mxima cantidad de gas en solucin. A medida que la
presin del yacimiento se reduce (por efecto de la produccin), la capa de
gas se expande causando un desplazamiento inmiscible del petrleo. La
eficiencia de recuperacin promedio para un yacimiento con capa de gas
es del orden de 20% a 40 % del petrleo original en sitio. Las
caractersticas de yacimiento que originan que la expansin de una capa
de gas recuperable con petrleo son:
(a) Baja viscosidad del petrleo.
(b) Alta gravedad API del petrleo
(c) Alta permeabilidad de la formacin
(d) Alto relieve estructural.
(e) Gran diferencia de densidad entre el petrleo y el gas, la prediccin de
la recuperacin puede ser obtenida por tcnicas de simulacin numrica o
por clculos de balance de materiales.
2.1.1.4 Por Segregacin Gravitacional
En un yacimiento de empuje por segregacin, el gas libre a medida que
sale del petrleo, se mueve hacia el tope del yacimiento mientras que el
petrleo hacia abajo, debido a la permeabilidad vertical. Para que esto
ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las
fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del
yacimiento. Aunque algunos de estos yacimientos no tienen una capa de
gas inicial, la recuperacin ser mayor si esta existe. Un mecanismo
similar denominado drenaje gravitacional ocurre si es que el yacimiento
tiene un gran buzamiento. En este caso el petrleo se mueve hacia abajo
y el gas hacia arriba, pero el flujo es paralelo al ngulo de buzamiento, en
vez de ser perpendicular a este. En la mayora de los casos el drenaje
gravitacional y empuje por segregacin se consideran como el mismo
-
14
mecanismo, se debe considerar el aspecto econmico, siendo este
mecanismo de empuje primario el ms eficiente.
Las eficiencias de recuperacin estn en el rango de 40% a 80%, las
caractersticas de produccin que indican la ocurrencia de un drenaje
gravitacional o segregacin son las siguientes:
(a) Variaciones del GOR con la estructura.
(b) Aparente mejora del comportamiento de la permeabilidad relativa
gas/petrleo.
(c) Aparente tendencia al mantenimiento de presin.
2.1.1.5 Empuje por Expansin Lquida
Ocurre en yacimientos subsaturados en los cuales el gas en solucin no
sale hasta que la presin del yacimiento decline por debajo de la presin
de saturacin. Mientras ocurre esta reduccin de presin y si no existe en
el yacimiento otro mecanismo de expulsin la produccin ser debida a la
expansin del petrleo lquido.
Grfico No 9 Empuje por Segregacin Gravitacional
-
15
2.1.2. Naturaleza de flujo en yacimientos
En el yacimiento, dependiendo si este es saturado o subsaturado,
tenemos dos o tres fases de fluido, las cuales van a moverse en el
espacio poroso (petrleo y agua o petrleo, agua y gas).
Normalmente se ha de procurar que hasta cierto nivel de la tubera
existan solo dos fases (petrleo y agua), ya que el gas frente a la cara del
pozo coadyuva a una drstica cada de la produccin ya que estaramos
cerca o bajo el punto de burbuja.
2.1.3. Geometra de flujo en yacimientos.
Los yacimientos productores se presentan en una cantidad casi
limitada de formas, tamaos y orientaciones, algunos de estos tipos de
yacimientos se podrn ver en el grfico 10, tambin es posible que se
forme casi cualquier combinacin de dichos tipos.
La orientacin y forma fsica de un yacimiento pueden influir seriamente
en su productividad, los yacimientos pueden ser anchos o estrechos,
espesos o delgados, grandes o pequeos. Los yacimientos gigantes,
como algunos en el medio oriente, pueden abarcar cientos de kilmetros
cuadrados y tener varios miles de pies de espesor. Otros son minsculos,
demasiado pequeos para ser perforados. Sus combinaciones varan
desde una simple forma de lente hasta algunas excesivamente complejas.
Grfico No 10 Algunas de las formas y orientaciones ms comunes de yacimientos.
-
16
La mayora de las rocas que conforman los yacimientos supuestamente
se acomodaron en capas como, sus caractersticas fsicas, tienden a ser
muy diferentes, lo que se conoce como anisotropa. Esta falla de
uniformidad es una consideracin muy importante en la ingeniera de
yacimientos y el diseo de explotacin.
En general, la permeabilidad de dichas formaciones es mucho ms alta en
la direccin paralela que en la direccin perpendicular a las capas, y las
permeabilidades de las diferentes capas tambin pueden variar en alto
grado.
Los yacimientos que no se generaron en formas de capas de granos
depositados no se ajustan a este modelo laminar de anisotropa. Las
rocas de carbonato que originalmente conformaban arrecifes, rocas
sometidas a una fracturacin muy grande o rocas con una porosidad muy
amplia son algunos ejemplos.
2.1.4. Tipos de flujo
2.1.4.1 Flujo estable
En este estado se presenta que la presin del yacimiento no vara con el
tiempo en un punto dado indicando que cada unidad de masa retirada
est siendo reemplaza por la misma cantidad que se adiciona al sistema.
Este tomar lugar en yacimientos con empuje de agua o capa de gas
Grfico No 11 Flujo Estable
-
17
2.1.4.2 Flujo Inestable
En este estado se presenta que la presin del yacimiento vara con el
tiempo, en este estado el pozo se somete a produccin a condiciones de
presin de fondo constantes. Inicialmente la presin avanza dentro del
yacimiento drenando una cantidad de fluidos, a medida que la presin
avanza el movimiento de flujo es menor dentro del yacimiento. Una vez
que la presin llega a la frontera, no existe un soporte para sostener la
presin y esta cae a otro punto de modo que se mantenga la presin del
pozo constante. Dicha cada de presin en la frontera hace que cada vez
el caudal en el pozo se haga menor.
2.1.4.3 Flujo Pseudoestable
El flujo en estado pseudoestable es causado por expansin del fluido. Si
Pwf es constante:
c = (1/V) (dV/ dP)
Luego,
dV = c VdP
Para que haya expansin tiene que haber una cada de presin, todos los
yacimientos tienen ese comportamiento. En el estado pseudoestable el
caudal en el fondo del pozo se mantiene constante. El principio es similar
al estado inestable con la diferencia que cuando la presin afecta las
fronteras en todo punto del yacimiento dP/dt es el mismo. dP/dt es
Grfico No 12 Flujo Inestable
-
18
constante y entonces la rata ser constante hasta que la presin de fondo
fluyente no se pueda mantener. El estado estable se da cuando se toca la
frontera y un barril de petrleo se reemplaza por uno de agua, si los
factores volumtricos son iguales a 1
2.1.5 Ley de Darcy
El movimiento de un fluido monofsico en medio poroso depende de una
propiedad del medio llamada permeabilidad. La permeabilidad se halla
experimentalmente al determinar la relacin entre la velocidad de
movimiento de un fluido y la prdida de carga (variacin de presin)
producida.
La ley de Darcy, en la cual est satisfecha a las bajas velocidades
involucradas.
La ley de Darcy enuncia una relacin lineal que es vlida en flujo laminar
y no turbulento, es decir, a bajas velocidades del fluido involucrado.
Grfico No 13 Flujo Pseudoestable
-
19
La mayora de las rocas almacn poseen una permeabilidad del
orden de una fraccin de darcy. Un lecho de arena compactado pero no
consolidado posee una permeabilidad de varios darcys.
Consideremos adems una seccin de tipo cilndrica en un medio
isotrpico, asumido por la mayora de los pozos en produccin,
considerando una rata de flujo positiva en la direccin de produccin del
pozo. As como la cada de presin entre 2 puntos cercanos tendramos
las siguientes constantes de proporcionalidad.
1. A la densidad de la rata de flujo, q/A
2. A la viscosidad del fluido,
3. E inversamente proporcional a la permeabilidad del reservorio, k.
h
r
Radial Flujo 2
2
kh
q
r
pr
khr
q
r
p
Grfico No 14 Ley de Darcy
Grfico No 15 Grfico de Flujo Radial
Lineal Flujo kA
q
x
p
-
20
2.1.6. Ecuacin de difusividad
Un fluido en un medio poroso es gobernado por la ecuacin de
Difusividad la cual considera varias asunciones y simplificaciones a ser
tomadas en cuenta tales como:
Un reservorio homogneo, con propiedades constantes a travs de
l.
Espesor constante del reservorio adems de un fluido lineal.
Fluido monofsico y ligeramente comprensible.
Una gradiente de presin muy pequea, donde se aplique la ley de
Darcy.
La ecuacin de difusividad se deriva de la combinacin de:
1) Ley de conservacin de la masa, se la toma en cuenta ya que se
realiza un balance de masa volumtrico, cuya expresin matemtica en
derivadas parciales se denomina la ecuacin de continuidad.
2) La ley de Darcy, el movimiento de fluidos en un medio poroso es
gobernado por la ecuacin de Darcy, tomando en cuenta que esta
ecuacin funciona bien para flujo laminar.
3) Las ecuaciones de estado, establece la relacin funcional entre la
densidad del fluido, la Presin, y la temperatura, se tomar en cuenta
variaciones isotrmicas, ya que en este movimiento de fluidos se lo
considera a nivel del yacimiento o sea que la densidad es funcin
nicamente de la presin.
2.1.7. Principio de superposicin
Al poner en produccin un pozo inicialmente tenemos una presin Pi la
cual vara decreciendo con la produccin generando en el caso de
drawndown una figura cncava. En el caso contrario cuando tenemos un
cierre de presin en cambio tenemos una figura convexa cerca de la
pared del pozo lo que refleja una presin creciente. En cada uno de los
-
21
dos casos est de por medio la Ley de Darcy que regula el movimiento de
fluidos a travs del medio poroso.
Superposicin de multiratas:
La superposicin de multi ratas de produccin es una extensin natural de
las pruebas de restauracin de presin para cualquier historia de
produccin
Presin
Rata de
flujo
Tiempo
q1 q2
q3
qn-1 qN
Pi
t1 t2 t3 t4 tn-1 tN
T1 T2 T3 TN-1 t
Grfico No 17 Superposicin de multiratas
Cncava
Grfico No 16 Principio de Superposicin
Convexa
-
22
N
i
iNDDiiNMR tttpqqPittP1
1
tNMRNMR PttPttP
iNDD
N
i
iNDDiiDDNNNMR ttptttpqqtpqqttP1
11
N
iDiNDDDiND
NN
ii
DDDMRDttPtttP
qq
qqtPtP
1 1
1
PD,tD= Unidades adimensionales de presin y tiempo.
Caudal (q), Barriles/da
2.1.8. Ecuacin de Horner
La ecuacin de Horner se la utiliza para el caso de un pozo ubicado en un
yacimiento infinito, con caractersticas homogneas y con un fluido de
pequea compresibilidad.
Para usar el anlisis semilog para cualquier perodo de flujo tomando en
cuenta el efecto de la superposicin se utiliza el mtodo de Horner. En
efecto, si se tratara de una prueba de fall off test, donde las variaciones
de q son negativas o una de drawdown con variaciones de q positivas,
asumiendo que alcanzamos flujo radial estable el uso del mtodo de
Horner resulta ser el ms apropiado.
El trmino tp significa la duracin del perodo de flujo antes de la prueba o
el cierre la pendiente m y el dao se calcularan de la siguiente manera:
m
qkh 6.162
SrC
k
tt
tt
kh
qPPP
wtp
p
tBUBU 87.023.3loglog6.162 20
23.31
loglog151.12
1
p
p
wt
hr
t
t
rC
tk
m
PS
1. Ecuaciones de la superposicin de multiratas
2. Ecuacin de Horner para clculo de dao
-
23
Presin (P), Psi
Pendiente (m), Psi/s
Delta Tiempo (t), s
Porosidad (), fraccin
Viscosidad (u), cPoise
Radio de Drenaje (rw), ft
Compresibilidad (C), 1/Psi
2.1.8.1. Grfica de Horner
2.1.9 Ecuacin de la Derivada
Grfico No 18 Grfica de la Ecuacin de Horner
Grfico No 19 Derivada de la Ecuacin de Horner
-
24
Donde s efectuamos una extrapolacin del valor: [(t+t)/t]=1, donde t es
el tiempo y t es la derivada del mismo, obtendremos el valor de la
presin para un tiempo de cierre infinito la cual se aproximar al valor de
la presin esttica del yacimiento, o matemticamente segn la ecuacin
de Pws, quedar que el valor de la presin de fondo fluyente es igual a la
presin esttica del yacimiento.
La ecuacin de la recta semilogartmica de Horner ser:
t
tt
kh
qPiP
plog6.162
Presin (P), Psi
Caudal (q), Barriles/Da
Viscosidad (u), cPoise
Factor Volumtrico (B), By/Bs
Permeabilidad (k), mDarcy
Tiempo (t), s
E indica que un grfico de Pws vs (tp + t)/t en un papel semilogartmico
generar una lnea recta.
2.1.10. Transmisibilidad
Grfico No 20 Recta Semilogartmica de Horner
3. Ecuacin semilogartmica de Horner
-
25
El ndice de transmisibilidad nos indica la facilidad que tiene el medio
poroso para transmitir fluidos, por lo tanto tambin nos indicar la
capacidad de flujo.
Tambin es considerada como la facilidad con que fluye el fluido en el
medio poroso y es proporcional a la permeabilidad y al espesor del
yacimiento e inversamente proporcional a la viscosidad. La ecuacin que
rige la transmisibilidad es:
Caudal (q), Barriles/Da
Viscosidad (u), cPoise
Permeabilidad (k), mDarcy
Pendiente (m), Psi/s
Espesor (h), ft
Capacidad de flujo:
Caudal (q), Barriles/Da
Viscosidad (u), cPoise
Permeabilidad (k), mDarcy
Pendiente (m), Psi/s
Espesor (h), ft
2.1.11. Dao de formacin
Mediante ciertas evaluaciones y correlaciones que normalmente se hacen
con pozos vecinos que atraviesan la misma capa productiva, es posible
determinar una produccin esperada para un nuevo pozo con similares
caractersticas. Hay situaciones, sin embargo, bastante comunes, en los
que no produce como se esperaba.
4. Ecuacin Transmisibilidad
4. Ecuacin Capacidad de flujo
-
26
La baja produccin de una capa productiva puede tener que ver con un
cambio litolgico local ligado al ambiente geolgico deposicional, que ha
provocado, por algn motivo geolgico una disminucin de la porosidad
y/o de la permeabilidad de la formacin. Estas causas son, por lo tanto,
causas naturales y no pueden ser evitadas, minimizadas y algunas veces,
tampoco predichas. La solucin que se plantea para estos casos es
aumentar el rea abierta al sistema poroso para estimular la produccin
de la capa productiva, previo anlisis econmico, es decir una
estimulacin por fracturacin hidrulica
Cuando la roca reservorio ha sido daada por causas artificiales se dice
que existe un dao en la formacin, o dicho de otro modo, que el pozo
est daado.
Se define como dao de formacin al cambio de permeabilidad (k) y
porosidad (P) en las zonas aledaas al pozo, existiendo una zona
daada, que en la bibliografa se la conoce como piel (skin), que puede
tener unos pocos milmetros hasta varios centmetros de profundidad. La
permeabilidad y la porosidad de la zona daada, se denotan como f(skin)
respectivamente.
El dao, como se mencion anteriormente, es una causa artificial, que
reduce la produccin de una capa productiva, no es posible de evitar, por
lo tanto debe ser minimizado. En un equilibrio fsico y qumico como es un
reservorio, al perforarlo, se pone en contacto dicho sistema equilibrado
con otro artificial, que puede ser o no compatible con ese reservorio; de
esta manera, est siendo alterado el sistema inicialmente en equilibrio. La
prevencin del dao apunta a que todas las operaciones realizadas se
hagan con el mnimo dao, o mnima contaminacin posible, evitando as,
que la produccin se vea afectada.
Muchos de estos cambios son reversibles durante el perodo de limpieza
al entrar el pozo en produccin pero otros no.
-
27
De acuerdo a la definicin sealada:
Si el dao es semejante a cero la permeabilidad de la zona
invadida es igual a la del reservorio.
Si el dao es negativo el pozo se encuentra estimulado la
permeabilidad de la zona invadida es mayor a la del reservorio.
Si el dao es positivo la permeabilidad de la zona invadida es
menor a la del reservorio.
Es posible obtener cero dao removindolo de las inmediaciones del
pozo as como profundizando la penetracin de los disparos, mejorando la
densidad de los mismos. Si la situacin hace que se reduzca el ndice de
productividad esta puede ser mejorada empleando un acido.
El valor del Skin es adimensional y en la mayora de los casos
independiente de la rata de flujo, pero la correspondiente cada de presin
ps si depende de la rata de flujo.
Para un dao menor que 0:
Pwf ideal
Ps
P
Pi
rw r
Skin < 000
Grfico No 21 Factor de Dao Skin
Grfico No 22 Factor de Dao menor a cero
-
28
Un dao positivo representa dao cerca del pozo y, uno negativo
generalmente representa estimulacin y fsicamente representa que existe
una menor cada de presin Lo cual podra decirse que es un caso ideal.
2.1.12. Pruebas de presin
Las pruebas de presin, al igual que otras pruebas de pozos, son
utilizadas para proveer la informacin que nos proporcionen las
caractersticas del reservorio, prediciendo el desempeo del mismo y
diagnosticando el dao de formacin. El anlisis de pruebas de pozo es
uno de los mtodos ms importantes disponibles para los ingenieros de
yacimientos para establecer caractersticas de reservorio, tales como
permeabilidad y compresibilidad, presin esttica, posicin de fronteras,
condicin del pozo (daado o estimulado), comunicacin entre pozos y
fallas.
2.1.12.1 Tipos de pruebas de Presin
Pruebas de Restauracin de Presin (Build Up)
Prueba de agotamiento (Drawdown)
Grfico No 23 Componentes de Factor de Dao
-
29
Prueba de tasa a usos mltiples
Pruebas de disipacin de presin en pozos inyectores (Fall off test)
Pruebas de Interferencia
Pruebas de Pulso
Pruebas de Produccin DST (Drill Steam Test)
2.1.12.1.1 Prueba de Restauracin de Presin (Buildup test)
La prueba de restauracin de presin es una prueba utilizada para
determinar la presin en el estado transitorio. Bsicamente, la prueba es
realizada por un pozo productor a tasa constante por cierto tiempo,
cerrando el pozo (usualmente en la superficie) permitiendo que la presin
se restaure en el pozo, y recordando que la presin en el pozo es una
funcin del tiempo. A partir de esta data, es frecuentemente posible
estimar la permeabilidad de la formacin y la presin del rea de drenaje
actual caracterizando el dao o estimulacin y las heterogeneidades del
yacimiento o los lmites.
Al cerrar el pozo, la presin comienza a subir partiendo de la Pwf (presin
de fondo fluyente) hasta que luego de un tiempo considerado de cierre t,
la presin registrada de fondo alcanza el valor esttico Pe (presin
esttica).
Grfico No 24 Prueba de Restauracin de Presin
-
30
El registro de presin de fondo, representa una presin esttica en
proceso de restauracin (Pt), la cual no necesariamente alcanza el valor
esttico de Pe.
Pt Pe
Depender del tiempo de cierre del pozo y del tiempo de produccin. A
medida que el tiempo de cierre se incrementa Pt se aproximar a Pe.
Ecuacin de Buildup test:
Presin (P), Psi
Caudal (q), Barriles/Da
Viscosidad (u), cPoise
Permeabilidad (k), mDarcy
Tiempo (t), s
Espesor (h), ft
En unidades de Campo, la ecuacin se convierte en la ec. 2:
Presin (P), Psi
Caudal (q), Barriles/Da
Viscosidad (u), cPoise
Permeabilidad (k), mDarcy
Tiempo (t), s
Espesor (h), ft
Factor Volumtrico (B), By/Bs
Valor de m (Pendiente)
El valor de la pendiente m es igual al coeficiente del trmino del
logaritmo.
6. Ecuacin en unidades de campo
5. Ecuacin de Buildup test
-
31
La extrapolacin de la lnea recta al tiempo de cierre infinito,
[(t+t)/t]=1, da la presin llamada p*.
a) Esta cantidad es la presin que sera obtenida a un tiempo de cierre
infinito.
b) En el caso de un pozo en un yacimiento infinito, p* es la presin inicial.
c) En realidad, p* es menor a la presin inicial de un yacimiento debido al
agotamiento de energa del yacimiento por produccin de fluidos.
d) P* es ligeramente mayor que la presin promedio en el rea de drenaje
del pozo.
Esta prueba adems nos permite conocer algunos parmetros tales como:
- Permeabilidad efectiva del yacimiento
- Efectos de dao alrededor del pozo
- Presencia de fallas
- Algunas interferencias de la produccin del pozo.
- Lmites del yacimiento, donde no hay un fuerte empuje por agua donde
el acufero no es de gran tamao comparado con el tamao del
yacimiento.
2.1.12.2 Prueba de agotamiento (Drawdown)
La prueba de agotamiento es realizada en un pozo productor,
comenzando idealmente con una presin uniforme en el yacimiento. La
tasa y la presin son registradas como funciones del tiempo. Los objetivos
de la prueba de agotamiento usualmente incluyen la estimacin de la
permeabilidad, factor de dao (skin), y en algunas ocasiones el volumen
del yacimiento. Estas pruebas son particularmente aplicables para:
-Pozos nuevos.
-Pozos que han sido cerrados el tiempo suficientemente para permitir que
la presin se estabilice.
-Pozos en los que la prdida de ingresos incurridos en una prueba de
restauracin de presin sera difcil de aceptar.
-
32
Los pozos exploratorios son frecuentemente candidatos para pruebas de
agotamiento extensas, con un objetivo comn de determinar el volumen
mnimo o total que ser drenado por el pozo. Se realizan a tasa de flujo
variable, determinando la presin por perodos estabilizados de flujo.
2.1.12.3 Prueba a tasas de Usos Mltiples
Se realizan a tasa de flujo variable, determinando la presin por perodos
estabilizados de flujo. A travs de esta prueba se puede determinar el
ndice de productividad del pozo y tambin se puede utilizar para hacer un
anlisis nodal del mismo.
2.1.12.4 Pruebas de disipacin de presin en pozos inyectores (Fall
off test)
Grfico No 25 Prueba de Agotamiento
Grfico No 26 Prueba a Tasa de Usos Mltiples
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33
Se realizan cerrando el pozo inyector y haciendo un seguimiento a la
presin en el fondo del pozo en funcin del tiempo, la teora supone una
tasa de inyeccin constante antes de cerrar al pozo.
Con esta prueba es posible determinar, las condiciones del yacimiento en
las adyacencias del pozo inyector, permite dar un seguimiento de las
operaciones de inyeccin de agua y recuperacin mejorada, estimar la
presin promedio del yacimiento, medir la presin de ruptura del
yacimiento, determinar fracturas, determinar si existe dao en la
formacin, causado por taponamiento, hinchamiento de arcillas,
precipitados, entre otras, determinar la permeabilidad efectiva del
yacimiento al fluido inyectado, utilizada para pronsticos de inyeccin.
2.1.12.5 Pruebas de Interferencia (Interference testing)
Las pruebas de interferencia tienen dos grande objetivos. Ellas son
usadas para (1) determinar si dos o ms pozos estn comunicados
mediante la presin y (2) cuando la comunicacin existe, proveer una
estimacin de la permeabilidad y el producto porosidad/compresibilidad,
en las inmediaciones de los pozos probados. Las pruebas de interferencia
son realizadas por al menos un pozo en produccin o inyector (pozo
activo) y por la observacin de la presin en respuesta en al menos otro
pozo cualquiera (pozo de observacin). Comprobar la interferencia
horizontal permite demostrar la continuidad de los estratos permeables y
analizar la existencia de comunicacin vertical en arenas estratificadas.
En este caso, la finalidad del anlisis es medir la presin a una distancia
r del pozo; siendo r la distancia entre el pozo observador y el pozo
activo.
Grfico No 27 Pruebas de Interferencia
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34
2.1.12.6 Pruebas de Pulso
Constituyen un tipo especial de prueba de interferencia, en la cual el pozo
activo es pulsado alternadamente con ciclos de produccin y cierre. En el
mismo se determina la respuesta de presin en el pozo de observacin.
Se caracteriza porque son pruebas de corta duracin y los tiempos de
flujo deben ser iguales a los tiempos de cierre.
2.1.12.7 Pruebas de produccin DST (Drill Stem Test)
Un DST provee un medio para la estimacin de la formacin y las
propiedades de los fluidos antes de la completacin del pozo.
Bsicamente, la DST es una completacin temporal de un pozo. La
herramienta del DST es un arreglo de paquetes y vlvulas localizados al
final de la tubera de perforacin. Este arreglo puede ser usado para aislar
una zona de inters y dejar que produzca dentro de la tubera. Una
muestra de fluido es obtenida en la prueba, de este modo, la prueba nos
puede decir los tipos de fluidos que el pozo producir si es completado en
la formacin probada
Grfico No 28 Pruebas de Pulso
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35
Con las vlvulas de superficie en el dispositivo del DST, es posible tener
una secuencia de los periodos de flujo seguidos por los periodos de
cierre. Un medidor de presin en el dispositivo DST puede medir
presiones durante los periodos de flujo y de cierre. Las presiones medidas
durante los periodos de cierre pueden ser particularmente importantes
para la estimacin de las caractersticas de la formacin as como el
producto permeabilidad/espesor y factor de dao. Esta data tambin
puede usarse para determinar la posible presin de agotamiento durante
la prueba.
2.1.12.2 Diseo de pruebas de presin
Es posible realizar pruebas de presin sin diseo previo, sin embargo no
es recomendable a menos que se hayan realizado pruebas anteriores a
travs de las cuales se pueda inferir el comportamiento del yacimiento.
Entre los clculos requeridos para la prueba estn: Las respuestas de
presin esperadas utilizando las propiedades de la formacin, conocidas
a travs de pruebas de laboratorio o registros elctricos y Factores
fundamentales como: final de los efectos de almacenamiento, final de la
lnea recta semilogartmica, pendiente de la recta, entre otros.
2.2 Propiedades de la roca
2.2.1. Porosidad
La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de
fluidos que posee una roca y se define como la fraccin del volumen total
de la roca que representa espacios que pueden almacenar fluidos.
Clasificacin de la Porosidad
Porosidad Absoluta: Es aquella porosidad que considera el
volumen poroso de la roca est o no interconectado. Esta
propiedad es la que normalmente miden los porosmetros
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36
comerciales. Una roca puede tener una porosidad absoluta
considerable y no tener conductividad de fluidos debido a la
carencia de interconexin poral. La lava es un ejemplo tpico de
esto.
Porosidad Efectiva: Es la relacin del volumen poroso
interconectado con el volumen bruto de roca, esta porosidad es
una indicacin de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sin
embargo esta porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca.
La porosidad efectiva es afectada por un nmero de factores
litolgicos como tipo, contenido e hidratacin de arcillas presentes
en la roca, entre otros.
Porosidad no efectiva: Es la diferencia que existe entre las
porosidad absoluta y efectiva, es decir se refiere a todos los poros
aislados.
2.2.2. Permeabilidad horizontal
La permeabilidad es la propiedad que posee la roca para permitir que los
fluidos se muevan a travs de sus poros, independientemente del tipo que
sean (a excepcin del gas). La misma determina el comportamiento del
yacimiento y del pozo, pero el trmino puede referirse a muchos tipos de
mediciones, por ejemplo, la permeabilidad puede ser absoluta o efectiva,
vertical, horizontal o en cualquier otra direccin, debido a que la misma se
define como un tensor.
Grfico No 29 Permeabilidad
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37
Clasificacin de la Permeabilidad
Permeabilidad absoluta (ka): Es la propiedad del medio que permite el
paso de un fluido, cuando ste lo satura al 100%. Esta depende
exclusivamente de las caractersticas fsicas de la estructura porosa.
Permeabilidad a un fluido (Kf): Indica la facilidad con que un fluido
puede moverse a travs de un medio poroso cuando est saturado al
100% con tal fluido. Puede tenerse Kg Ko y Kw respectivamente que
quiere decir, permeabilidad al gas, aceite y al agua respectivamente
Permeabilidad al lquido(KL): Es la permeabilidad de un medio poroso
obtenida con el mtodo de Klinkenberg
Permeabilidad efectiva a un fluido (Kef): La permeabilidad efectiva a
un fluido es la permeabilidad del medio a ese fluido cuando su
saturacin es menor del 100%. Y de sta permeabilidad pueden ser 3:
permeabilidad efectiva al aceite, al agua y al gas.
Permeabilidad relativa a un fluido (Krf): Es la relacin de la
permeabilidad efectiva a tal fluido entre la permeabilidad absoluta o la
permeabilidad al lquido del medio poroso.
La permeabilidad relativa depende de las caractersticas tanto del
medio poroso como de los fluidos que saturan el medio, as como el
grado de saturacin que est presente.
Este tipo de permeabilidad se expresa en por ciento (%) o fraccin de
la permeabilidad absoluta o en otros casos, se presenta en funcin a
la saturacin de algn fluido, por ejemplo el agua a ciertas
condiciones conocidas.
2.2.3. Permeabilidad vertical
Se conoce que la permeabilidad es una caracterstica de la roca la cual
permite que un flujo se mueva a travs de ella, la permeabilidad vertical
es cuando el fluido puede moverse por efecto de presin por canales que
pueden ser producto de porosidad primaria o secundaria, siendo la
porosidad secundaria producto de canales de disolucin o fracturas.
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38
2.2.4. Compresibilidad de la roca
La compresibilidad (C) es propiedad que presentan los cuerpos materiales
de disminuir su volumen cuando se aumenta la presin ejercida sobre
ellos, es decir, es el cambio del volumen original debido a la variacin de
la presin, y es mucho mayor en los gases que en los lquidos y slidos.
Diferencialmente la compresibilidad se representa de la siguiente manera:
C = (-1 /V) * (dV / dP)
C = compresibilidad para el rango de presin P1 a P2, 1/Psi
V = volumen a la presin P1, Pc
dV/dP = cambio de volumen por aumento de la presin de P1 a P2.
Cabe destacar que el signo negativo corresponde a la conveniencia
necesaria para que el valor de la compresibilidad sea positivo al disminuir
el volumen producto del incremento mecnico de la presin.
La compresibilidad de la roca y los fluidos es considerada un mecanismo
de expulsin de hidrocarburos muy importante, en especial si se trata de
un yacimiento subsaturado (sin empuje de agua y con presin superior a
la de burbujeo). Esto se debe a que al comenzar la produccin del
yacimiento y manifestarse la cada de la presin tanto la roca como los
fluidos se expanden. Por un lado la expansin de la roca provoca una
disminucin del volumen agregado de poros interconectados, y por el otro
la expansin de los fluidos tiende a contrarrestar el vaciamiento ocurrido
por la produccin de fluidos, la cual fue causada por la cada de la
Grfico No 30 Compresibilidad de la roca y fluidos
7. Ecuacin diferencial de compresibilidad
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39
presin. Ambos efectos concurren en la misma direccin, es decir
expulsan fluidos del volumen de poros interconectados.
Es necesario distinguir entre la compresibilidad bruta de la roca y la
compresibilidad del medio con poros interconectados.
Si se toma un espcimen de un medio poroso cualquiera (matriz +
volumen poroso) y se somete a un incremento leve de la presin se
produce una reduccin del volumen total del mismo. Ahora, la
compresibilidad bruta ser:
Cb = (1 / Vb) * (V / P)
Vb es el volumen bruto de la muestra.
Durante la produccin de hidrocarburos la reduccin del volumen ocurre
en el volumen del sistema de poros interconectados, debido a que all
tambin ocurren cambios de presin, es por ello que la reduccin del
volumen de poros debe referirse al volumen de poros disponibles
inicialmente (Vb * ), luego:
Cf = Cb /
= porosidad interconectada, %
Vb = volumen bruto, Pc
Vp = volumen de poros interconectados, Pc
2.2.5. Contacto agua petrleo (WOC)
Es el lmite donde se diferencia el agua y el petrleo y bajo este nivel
existe 100% agua
. En el contacto agua/petrleo existir un valor de presin capilar PCT que
es la presin umbral (Threshold).
En este lugar existir por lo tanto saturacin residual de petrleo
generando la presencia de dos fluidos en los poros o sistema capilar: el
agua completamente mvil y el petrleo inmvil, por lo que la presin
capilar no es cero.
8. Ecuacin de la compresibilidad bruta de la roca
9. Ecuacin de la compresin en el espacio poroso
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40
2.2.6. Presin Capilar y Permeabilidades Relativas
2.2.6.1 Presin Capilar
Siempre que dos o ms fluidos coexistan en un sistema de tubos
capilares, la combinacin de la tensin superficial y la curvatura debida a
los tubos capilares hace que las dos fases experimenten diferentes
presiones. A medida que las saturaciones relativas de las fases cambian,
se ha encontrado que estas diferencias de presin tambin cambian. La
diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como
presin capilar.
Grfico No 31 Contacto Agua- Petrleo
Grfico No 32 Ejemplo de Presin Capilar
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41
Las presiones capilares se pueden determinar para sistemas bifsicos de
diferentes clases; de inters para la industria del petrleo estn los
sistemas de gas-salmuera, gas-aceite y aceite-salmuera.
Los datos de presin capilar se utilizan directamente en programas
numricos de simulacin y para calcular la distribucin de los fluidos en el
yacimiento. Las saturaciones residuales e irreducibles de los fluidos,
obtenidas durante las mediciones de presin capilar, se pueden utilizar
para ayudar a estimar la cantidad de aceite recuperable y las saturaciones
esperadas de agua fsil. En cualquier medio poroso con presencia de
fluidos bifsicos, la fase mojante tendr siempre la presin ms baja. Por
lo tanto, las curvas de presin capilar se pueden tambin utilizar para
determinar las caractersticas de mojabilidad del yacimiento. Las
presiones capilares se miden comnmente con uno de dos instrumentos:
celdas de desaturacin de plato poroso o centrfugas. Debido a que los
tiempos de prueba son ms cortos, la centrfuga es la tcnica de prueba
preferida.
2.2.6.2 Permeabilidad relativa
A continuacin se introduce el concepto de curvas de permeabilidad
relativa (KR), a travs de un modelo geomtrico simple, el cual permite
Grfico No 33 Curvas de Presin capilar
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obtener una visin directa de muchos de los principales factores que
influyen sobre estas curvas (caudal, gravedad, mojabilidad,
heterogeneidad, etc).
El modelo geomtrico puede visualizarse como un bloque de seccin
cuadrada con agujeros cilndricos longitudinales de extremo a extremo.
Estos orificios no se entrecruzan y representan un modelo simplificado de
red poral. En los grficos presentados slo se muestra una seccin
cuadrada correspondiente a un corte cualquiera, perpendicular al eje
longitudinal del bloque.
Para desarrollar la seccin numrica (indispensable para obtener valores
de permeabilidad relativa) es conveniente recordar que, las curvas de
permeabilidad relativa son una medida de la capacidad de flujo del
sistema roca-fluidos, en funcin de la saturacin de fluidos (gas, petrleo
y agua).
Una vez especificada la roca y los fluidos involucrados, el juego de curvas
de Permeabilidad Relativa es nico al igual que los puntos extremos de
saturacin son nicos, para un conjunto de fluidos y roca reservorio.
Primer Caso: Desplazamiento a bajo caudal con mojabilidad al agua
En este caso la mojabilidad al agua garantiza que el agua invade en
primera instancia los capilares ms pequeos y progresivamente los
medianos como se observa en el Grfico No 35. Finalmente se calculan
las saturaciones y permeabilidades, y representando grficamente estos
clculos se obtienen la curva de Permeabilidad relativa del Grfico No 36.
Grfico No 34 Diagrama de Permeabilidad Relativa
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43
Como se observa en el grfico 35, durante el llenado de los capilares ms
finos, crece la saturacin de agua sin incrementar, apreciablemente, la
capacidad de conducir este fluido. Recin cuando comienzan a llenarse
los capilares de mayor dimetro, el agregado de agua comienza a afectar
notablemente la capacidad de conducir petrleo.
Segundo Caso: Mojabilidad al Petrleo
En este caso ocurre lo inverso, los primeros capilares de mayor dimetro
son los primeros en ser invadidos por agua, resultando el Grfico No 37.
Grfico No 35 Secuencia de la invasin de los capilares con agua
Grfico No 36 Curva de KR con caudales bajos y mojabilidad al agua
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Tercer Caso: Llenado Gravitacional
La invasin con agua se produce siguiendo el ordenamiento vertical de
las capas. La forma de la curva (Grfico No 38) refleja el ordenamiento de
las capas.
Cuarto Caso: Llenado Gravitacional con distribucin al azar de las capas
En este caso el modelo del medio poroso tiene los poros distribuidos al
azar. De esta manera, en cada etapa se inundan poros pequeos,
medianos y grandes en la misma proporcin que se encuentran en el
modelo. Cuando se ha invadido el 25 % de los poros, la fase acuosa
alcanz el 25 % de su conductividad mxima y el petrleo perdi el mismo
25 %.
Grfico No 37 Sistema Mojable al Petrleo
Grfico No 38 Llenado con predominio de las Fuerzas Gravitacionales
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2.3 Propiedades del fluido
2.3.1 Propiedades del petrleo y del gas
2.3.1.1 Propiedades Fsicas del Petrleo
Coloracin, el color del petrleo vara del amarillo al rojo pardo,
siendo las clases ms oscuras, opacas. Los aceites de bajo peso
especfico (0,777 a 0,789) son amarillos, los medianos (0,792 a
0,820) mbar, y los aceites ms pesados son oscuros. Por luz
reflejada, el aceite crudo es usualmente verde, debido a la
fluorescencia. Por lo general, su tonalidad se oscurece con el
aumento de su peso especfico, que se incrementa al aumentar su
porcentaje de asfalto. Los hidrocarburos puros son incoloros, pero
a menudo se colorean por oxidacin, especialmente los no
saturados. Los compuestos que dan color pertenecen a la clase de
los hidrocarburos aromticos; el color depende de su estructura
molecular.
Olor, Es caracterstico y depende de la naturaleza y composicin
del aceite crudo. Los hidrocarburos no saturados dan olor
desagradable, como ocurre con los petrleos mexicanos y los de la
Grfico No 39 Predominio gravitatorio con capilares distribuidos al azar
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46
zona vecina a Texas (Estados Unidos) debido al cido sulfhdrico y
otros compuestos de azufre.
Peso especfico, el petrleo es ms liviano que el agua, su peso
especfico es influenciado por factores fsicos y por la composicin
qumica del crudo, pudiendo oscilar, entre 0,75 y 0,95 Kgr./lt.
Aumenta con el porcentaje de asfalto.
Viscosidad, es la medida de la tendencia a fluir, siendo de gran
importancia en los aceites lubricantes y fuel-oil. Es usualmente el
tiempo necesario para que un volumen dado de aceite, a una
temperatura definida, fluya a travs de un pequeo orificio, se mide
con viscosmetro. Los petrleos crudos tienen diferentes
viscosidades, algunos son muy fluidos y otros muy viscosos. Los
aceites compuestos de hidrocarburos de las series CnH2n-2 y CnH2n-
4 son viscosos. Los petrleos pesados en general estn
compuestos por gran cantidad de estos hidrocarburos.
Solubilidad, Es insoluble en agua, sobre la cual sobrenada por su
peso especfico menor. A esto se debe su peligrosidad cuando se
derrama en los puertos, o cuando es necesario combatir incendios
en los tanques de almacenaje.
Poder calorfico, est comprendido entre las 9000 y 12000 caloras.
ste disminuye al aumentar la densidad.
2.3.1.2 Propiedades Qumicas del Petrleo
El petrleo crudo consiste esencialmente en una mezcla compleja de
hidrocarburos de diferentes puntos de ebullicin, a menudo acompaados
por pequeos porcentajes de oxgeno, azufre y compuestos nitrogenados.
Los petrleos crudos, de acuerdo a sus componentes, se clasifican en
tres clases:
Los de base parafnica, que contienen muy poca cantidad de
asfalto, pero producen hidrocarburos slidos de la serie parafnica
con la frmula general CnH2n+2.
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Los de base naftnica, que dejan un residuo pesado oscuro o
asfalto. Predominan en estos residuos los hidrocarburos de la serie
naftnica, con la frmula general CnH2n.
Los hidrocarburos aromticos que contienen gran potencial en la
obtencin de combustibles y su formula general es CnH2n-1.
2.3.2 Propiedades del Gas
2.3.2.1 Propiedades Fsicas del Gas
Valor Calorfico, esto puede ser expresado como el valor calorfico
neto o bruto. Se define como el calor producido por la combustin
del gas.
Punto de Roco, esta especificacin es necesaria para prevenir la
condensacin de hidrocarburos lquidos en las tuberas que
transportan gas a las plantas o a los consumidores.
Contenido de Agua, esta especificacin es necesaria para prevenir
la condensacin de agua lquida en las tuberas, as como la
presencia de agua libre que puede inducir a la formacin de
hidratos.
Comprensin, tomando como referencia el tamao de las partculas
de un gas, existe una gran distancia de espacio vaci entre ellas,
lo que hace posible su comprensin o compresibilidad, es decir, la
reduccin o disminucin de los espacios vacos entre sus
molculas; lo cual se logra aumentando la presin y/o
disminuyendo la temperatura.
Expansin, cuando se calienta una muestra de gas, aumenta la
velocidad promedio de sus partculas, las cuales se mueven en un
espacio mayor, dando como resultado que todo el gas aumenta su
volumen se han expandido
Difusin, cuando dos gases entran en contacto, se mezclan hasta
quedar uniformemente repartidas las partculas de uno en otro,
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esto es posible por el gran espacio existente entre sus partculas
y por el continuo movimiento de estas.