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Geologa e Ingeniera de Yacimientos
2.010 Engineering Reliability and Management (ER & M, C.A.)
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PPRROOGGRRAAMMAA IINNTTEEGGRRAALL DDEE FFOORRMMAACCIINN EENN PPRROOCCEESSOOSS
DDEE IINNGGEENNIIEERRAA DDEE YYAACCIIMMIIEENNTTOOSS YY PPRROODDUUCCCCIINN
MDULO I
GEOLOGA E INGENIERA DE YACIMIENTOS
Burgos, Mxico
Mayo, 2.010
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Geologa e Ingeniera de Yacimientos
Introduccin
Empresas explotadoras de hidrocarburos, con miras hacia la excelencia,
buscan constantemente vas para mejorar su competitividad, con la finalidad de
lograr su ptimo rendimiento y una excelente rentabilidad de sus procesos y
productos. Esto se logra con la preparacin del personal de una manera integral,
incorporando nuevas tecnologas y mtodos que permitirn maximizar y optimar la
recuperacin de hidrocarburos de los yacimientos, considerando aspectos
fundamentales de la descripcin de los mismos para incrementar el valor agregado
de la industria.
Las empresas que hoy en da son ejemplo en su negocio, han aprendido que
para ser lderes y suplidores confiables en materia de hidrocarburos, deben formar
un equipo integrado tomando en consideracin el diseo, construccin, anlisis y
evaluacin econmica del activo, obteniendo de esta forma resultados acordes a un
ciclo de vida ptimo, partiendo de las diferentes disciplinas de las Geociencias.
De igual forma, una buena caracterizacin de los yacimientos, se inicia desde la
etapa inicial de su ciclo de vida, conociendo el Modelo Geolgico, incluyendo
informacin de roca y fluidos, que permitan contabilizar el volumen del yacimiento,
mediante clculos de Balance de Materiales, basndose en un Modelo Integrado de
Yacimientos.
Adicionalmente, para disponer de una buena descripcin del yacimiento, es
necesario conocer la relacin de presin, volumen y temperatura (PVT) y otras
propiedades fsicas y qumicas de los fluidos y/o roca contenidos en el yacimiento, lo
cual es esencial para resolver gran cantidad de problemas de ingeniera de
yacimientos.
Como se conoce, un fluido en el yacimiento puede encontrarse como lquido o
gas, dependiendo de la presin, temperatura y de la composicin del mismo. El
entendimiento de la composicin del crudo, gas y agua, sus propiedades y
comportamiento a condiciones de superficie y yacimiento, es necesario para lograr la
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caracterizacin del mismo, y as, definir el mejor esquema de recuperacin desde el
punto de vista tcnico econmico.
La composicin de los hidrocarburos permite determinar su estado y cun
fcilmente pueden ser recuperados. Para evaluar un yacimiento, el ingeniero de
petrleo, debe entender el comportamiento de los fluidos en el yacimiento bajo
condiciones estticas y dinmicas y en la superficie, como funcin de la variacin de
la temperatura y la presin.
As mismo, para determinar el volumen de hidrocarburos en el yacimiento, es
necesario conocer las propiedades fsicas de la roca contentiva de hidrocarburos
para poder determinar mediante un balance de materiales, el volumen de reservas
presentes y cuales mecanismos estn presentes para recuperar el hidrocarburo del
yacimiento.
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YACIMIENTOS
A continuacin se presentan algunos aspectos bsicos para poder comprender
la Ingeniera de Yacimientos, y as poder caracterizar fsicamente los mismos.
Definicin bsica de yacimiento
Es una unidad geolgica ubicada en el subsuelo, de volumen limitado, porosa y
permeable, capaz de contener hidrocarburos lquidos y/o gaseosos.
Ciclo de Vida del Yacimiento
La vida de un yacimiento se inicia con su descubrimiento durante la etapa de
exploracin, seguida por la delineacin y el desarrollo. Posteriormente se alcanza la
etapa de produccin, donde se debe seleccionar la estrategia ptima de explotacin,
evaluando los diferentes escenarios de recuperacin, alcanzando finalmente la etapa
de abandono del yacimiento.
Figura 1. Ciclo de vida de un yacimiento
La explotacin de las reservas de hidrocarburos de un yacimiento, considerado
como el principal activo de una empresa petrolera, esta regida por cuatro etapas
orientadas a garantizar la generacin de valor al negocio de produccin. Estas cuatro
etapas son:
Descubrimiento
Delineacin
Desarrollo
PrimariaSecundaria
RecuperacinMejorada
Abandono
Exploracin
Cuenca
rea
Prospecto
GERENCIA DE
YACIMIENTO
P R O D U C C I NP R O D U C C I N
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Modelaje de yacimientos Construccin de pozos Facilidades e infraestructuras de superficie Operaciones de Produccin
A pesar de que el modelaje tiene que ver con la caracterizacin del subsuelo a
partir de datos indirectos y que representa el proceso de mayor incertidumbre porque
su informacin es intangible, tiene un impacto de 40% sobre la eficiencia y
rentabilidad del negocio; por cuanto:
Establece los lineamientos para la construccin de pozos: nmero de pozos a perforar y/o reparar, caractersticas de los esquemas de completacin,
diseo general de los requerimientos para perforar, reactivacin de activos
improductivos y oportunidades de optimizacin en esquemas de drenaje de reservas
no convencionales como son los pozos horizontales, multilaterales, inclinados, entre
otros.
Emite especificaciones generales para dimensionar las facilidades e infraestructura de superficie estableciendo capacidad de compresin de fluidos,
volmenes y presin de fluidos a producir e inyectar, proporciona ubicacin de
localizaciones de pozo, plantas y estaciones recolectoras de fluido, requerimientos
sobre caractersticas de las lneas de produccin, necesidades de separacin,
almacenamiento, bombeo e inyeccin de fluidos.
Cuantifica los volmenes de produccin y su disposicin, perfil de mantenimiento de produccin y la actividad que le soporta, pronostico de inyeccin
de fluidos, estrategia para la optimizacin de la utilizacin del gas de producido,
disposicin de efluentes y productos indeseables, mtodos de produccin, plan de
captura de informacin adicional, mtodos de estimulacin, control de arena y
migracin de finos.
Un equipo de Ingeniera de Yacimientos debe preparar un programa de
evaluacin coordinado, para mostrar las necesidades de requerimientos de datos,
junto con sus costos y beneficios.
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Informacin generada durante la Explotacin de los Yacimientos
A lo largo de la vida de un yacimiento, desde la exploracin hasta el abandono,
una enorme cantidad de datos multidisciplinarios son recolectados. Se debe enfatizar
que los miembros del equipo necesitan trabajar como un equipo integrado para
desarrollar y llevar a cabo un programa eficiente de Gerencia del Dato.
A continuacin se muestra un esquema, donde se puede observar los
diferentes datos recolectados durante la vida del yacimiento, y los responsables de
tomar dicha data.
Quien recolecta los Datos?
ExploracinDescubrimiento,
DesarrolloEvaluacin
deFormacinProduccin
LevantamientoSsimico
Propiedades de Los Fluidos
NcleoRegistrosPruebas dePozos
Pruebas deproductinDatos de pruebas
SismlogosGeofsicosPerforadores
GeollogosPetrofsicosIngeneros
GeolgosIngeneros
Ingenerosde
YacimientosPerforacinProduccin
Figura 2. Responsabilidades en la gerencia de datos
Clasificacin de los Yacimientos
Los yacimientos pueden clasificarse de acuerdo a los siguientes criterios:
Geolgicos Estado de los fluidos que contiene. De acuerdo al mecanismo de produccin. El funcionamiento esperado de un yacimiento de gas y petrleo depende en
gran parte de la configuracin geomtrica del yacimiento en general, tambin como
de su relacin con las formaciones vecinas. Es importante, que el Ingeniero de
Yacimientos conozca qu clase de yacimiento est tratando para que pueda
considerar las condiciones existentes del subsuelo, lo que ayuda a deducir el posible
comportamiento esperado del campo.
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Segn el criterio geolgico. Trampas Estratigrficas
Son el resultado de un proceso de concentracin y de repetidas erosiones de
sedimentos depositados previamente o de cambios posteriores a la deposicin.
Algunos ejemplos son: lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas
porosas, sellos asflticos, cambios de permeabilidad, y otros.
Figura 3. Trampas Estratigrficas
Pueden ser generadas por:
Cambios laterales en la capacidad de almacenamiento de una misma unidad estratigrfica
Interrupcin de la secuencia estratigrfica La interrupcin de esta secuencia en contacto con una unidad
genticamente diferente
Trampas Estructurales
Originadas por los efectos deformantes producidos por la tectnica en las rocas
del subsuelo, como por ejemplo los pliegues y las fallas. Esta clase de trampas se
pueden dividir, segn la deformacin, cambios en el buzamiento, fallamiento y
combinacin de plegamiento. Ejemplos de este tipo de trampas son: fracturas en
calizas, discordancias, callamiento en areniscas, anticlinales, sinclinales, domos,
entre otros.
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Figura 4. Trampas Estructurales
Combinacin de ambas
No existe la lnea divisoria entre trampas totalmente estructurales y
estratigrficas no definidas. El grupo de trampas combinadas se refiere a yacimientos
en donde la estructura favorece en forma igual a las caractersticas estratigrficas y
litolgicas para el control de acumulacin, migracin y retencin del petrleo y gas.
Figura 5. Trampas Estructurales
Segn el Estado de los Fluidos:
Los fluidos en un yacimiento consisten en la presencia de diferentes tipos de
hidrocarburos que dependen de la composicin de la mezcla y de las condiciones de
presin y temperatura existente en el yacimiento. A continuacin se presenta un
diagrama de presin temperatura tpico para una composicin fija de mezcla.
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Figura 6. Diagrama de Presin y Temperatura
Este grfico permite clasificar los yacimientos en:
Saturados: cuando la presin del yacimiento es menor que la presin de burbujeo.
Sub-Saturados: Cuando la presin del yacimiento es mayor que la presin de burbujeo.
Condensado Retrgrado: ubicado entre el punto crtico y el cricondentrmico en estado gaseoso a condiciones iniciales.
Gas (Seco y/o Hmedo): existen en estado gaseoso a cualquier presin, pero a temperaturas mayores que la crtica.
De acuerdo al Mecanismo de Produccin
Empuje Hidrulico
Se produce cuando la disminucin de la presin de yacimiento, origina la
expansin de un acufero adyacente al mismo. El empuje puede ser activo o parcial,
segn sea el reemplazo volumtrico de fluido del acufero al yacimiento y lateral o de
fondo, segn la posicin del acufero en la estructura del yacimiento.
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Figura 7. Empuje por agua
Empuje por gas en solucin.
Es el mecanismo de produccin ms corriente y generalmente contribuye a la
produccin de la gran mayora de los yacimientos. Cuando los fluidos en el
yacimiento se encuentran en una sola fase o en dos fases uniformemente
distribuidas, a medida que se produce dicho yacimiento ocurre una disminucin de
presin la cual origina una expansin de los fluidos liberndose los hidrocarburos
ms livianos disueltos en el petrleo (gas) y ocupando el lugar del fluido producido.
Figura 8. Empuje por gas en solucin
Empuje por capa de gas.
Ocurre en yacimientos saturados, cuyos fluidos (petrleo y gas) no estn uniformemente distribuidos y la presin es menor que la de burbujeo. Bajo estas
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condiciones existir una capa de gas encima de la zona de petrleo, la cual se
expandir desplazando el petrleo hacia los pozos productores.
Figura 9. Empuje por capa de gas
Empuje por gravedad.
Ocurre nicamente bajo condiciones especiales, en las cuales el yacimiento
tiene alto buzamiento y favorece la segregacin por gravedad del petrleo y gas.
Esta segregacin es un flujo contracorriente donde el gas migra hacia la parte alta de
la estructura, separndose del lquido por diferencia de densidad. Con el tiempo y
dependiendo del volumen del yacimiento es posible que se forme una capa de gas
secundaria en el tope de la estructura, ayudando al drenaje total del yacimiento.
Figura 10. Empuje por gravedad
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Empuje Combinado.
Ocurre cuando el yacimiento, actan dos ms mecanismos de expulsin
simultneamente.
YACIMIENTOS DE GAS Y GAS CONDENSADO. PUNTO DE ROCO.
Yacimientos de gas
Una gran parte de la energa usada en el mundo proviene de los hidrocarburos
y sus derivados. Una de estas fuentes de energa es el gas natural, el cual se da bajo
condiciones de presin y temperatura en el yacimiento, de manera que ya no existe
hidrocarburo lquido o existe en muy baja proporcin.
Hay dos preguntas claves que deben ser respondidas tempranamente cuando
se trata del inicio de la explotacin de un yacimiento de gas y de la estrategia que se
aplicar durante su vida econmica productiva. La primera pregunta debe responder
al volumen de gas originalmente en sitio y, la segunda, al volumen remanente de gas
a cualquiera que sea la presin escogida para abandonar el yacimiento.
Para obtener el volumen de gas inicial en sitio (Gi) se requiere informacin
obtenida de los pozos perforados. La estimacin volumtrica ser de la misma
veracidad que tengan los valores ponderados utilizados para producirlas. Sin
embargo, los resultados volumtricos obtenidos para Gi no indican qu tipo de
mecanismo de produccin tiene el yacimiento de gas. Por tanto, para valores iguales
de Gi se puede pensar en un yacimiento volumtrico de gas, sin intrusin de agua,
que produce exclusivamente por expansin del gas, o se podra tener un yacimiento
con intrusin de agua adems de la energa disponible mediante la expansin del
gas.
Estos datos pueden ser obtenidos por diferentes mecanismos. Uno es
empleando la Ecuacin de Balance de Materiales, la cual se ha desarrollado en base
al balance del volumen original, balance del volumen de poros disponibles y balance
molecular para diferentes tipos de yacimientos.
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Al igual que en yacimientos de petrleo, en pozos de gas se llevan a cabo
pruebas de declinacin y restauracin de presin, las cuales son muy importantes
para determinar el comportamiento del yacimiento durante su vida productiva.
Los yacimientos de gas son aquellos en los cuales la mezcla de hidrocarburos
se encuentra inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo y se clasifican en
yacimientos de:
Gas seco Gas hmedo Gas condensado
En los yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en fase
gaseosa, tanto en el subsuelo como en superficie, durante su vida productiva (a
cualquier presin). Adems, la temperatura de estos yacimientos es mayor que la
temperatura cricondentrmica de la mezcla.
En cambio, los yacimientos de gas hmedo producen lquido en superficie al
pasar la mezcla a travs del sistema de separacin, generando relaciones gas-
lquido (RGL) mayores de 15000 PCN/BN.
A diferencia de los anteriores, los yacimientos de gas condensado presentan
condensacin retrgrada en el yacimiento a presiones por debajo de la presin de
roco y temperaturas entre la crtica y la cricondentrmica de la mezcla. En este caso
las relaciones gas-lquido son superiores a 3200 PCN/BN. La Figura 11 ilustra las
fases gas y lquido que se presentan en estos yacimientos.
Clasificacin de los tipos de yacimientos de acuerdo con los diagramas de fases (composicin)
Desde un punto de vista ms tcnico, los diferentes tipos de yacimientos
pueden clasificarse de acuerdo con la localizacin de la temperatura y presin
iniciales del yacimiento con respecto a la regin de dos fases (gas y petrleo) en los
diagramas de fases que relacionan temperatura y presin.
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La Figura 11 es uno de estos diagramas de fases Presin-Temperatura (P-T),
para un determinado fluido de un yacimiento. El rea cerrada por las curvas del
punto de burbujeo y del punto de roco hacia el lado izquierdo inferior, es la regin de
combinaciones de presin y temperatura en donde existen dos fases: lquida y
gaseosa. Las curvas dentro de la regin de dos fases muestra el porcentaje de
lquido en el volumen total de hidrocarburo, para cualquier presin y temperatura.
Inicialmente, toda acumulacin de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases
que depende slo de la composicin de la acumulacin.
Figura 11. Diagrama de fases (composicin)
Consideremos un yacimiento con el fluido de la Figura 11, a una temperatura de
300 F y una presin inicial de 3700 lpca, punto A. Como dicho punto se encuentra
fuera de la regin de dos fases, el fluido se hallar inicialmente en estado de una
sola fase (monofsico), comnmente llamado gas. Como el fluido que queda en el
yacimiento durante la produccin permanece a 300 F, es evidente que el fluido
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permanecer en estado gaseoso (una sola fase) a medida que la presin disminuya
a lo largo de la trayectoria A"A1.
Ms an, la composicin del fluido producido por el pozo no variar a medida
que el yacimiento se agota. Esto ser cierto para cualquier acumulacin de esta
composicin, donde la temperatura del yacimiento excede el punto cricondentrmico
o mxima temperatura a la cual pueden existir dos fases, o sea, 250 F para el
ejemplo considerado.
Aunque el fluido que queda en el yacimiento permanecer en estado
monofsico, el fluido producido al pasar del fondo del pozo a los separadores en la
superficie, aunque en la misma composicin, puede entrar en la regin de dos fases
debido a la disminucin de la temperatura, como lo representa la lnea A"A2.
Esto implica la produccin de lquido condensado en la superficie a partir de un
gas en el yacimiento. Es lgico que si el punto cricondentrmico de un fluido est por
debajo, por ejemplo, 50 F, slo existir gas en las superficies a las temperaturas
normales de ambiente, y la produccin se denominar de gas seco. No obstante, la
produccin puede an contener fracciones lquidas que pueden removerse por
separacin a baja temperatura o por plantas de recuperacin de gasolina del gas
natural.
Consideremos de nuevo un yacimiento con el mismo fluido de la Figura 11, pero
a una temperatura de 180 F y presin inicial de 3300 lpca, punto B. aqu la
temperatura del yacimiento excede la temperatura crtica y, como antes, el fluido se
encuentra en estado monofsico denominado fase gaseosa o simplemente gas.
A medida que la presin disminuye debido a la produccin, la composicin del
fluido producido ser la misma que la del fluido del yacimiento A, y permanecer
constante hasta alcanzar la presin del punto de roco, a 2545 lpca, punto B1. Por
debajo de esta presin, se condensa lquido del fluido del yacimiento en forma de
roco; de all que este tipo de yacimiento comnmente se le denomine yacimiento de
punto de roco. Debido a esta condensacin, la fase gaseosa disminuir su contenido
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lquido. Como el lquido condensado se adhiere al material slido o paredes de los
poros de la roca, permanecer inmvil.
Por consiguiente, el gas producido en la superficie tendr un contenido lquido
menor, aumentando la relacin gas-petrleo de produccin. Este proceso,
denominado condensacin retrgrada, contina hasta alcanzar un punto de mximo
volumen lquido, 10% a 2250 lpca, punto B2. Se emplea el trmino retrgrado porque
generalmente durante una dilatacin isotrmica ocurre vaporizacin en lugar de
condensacin, una vez que se alcanza el punto de roco, debido a que la
composicin del fluido producido vara, la composicin del fluido remanente en el
yacimiento tambin cambia, y la curva envolvente comienza a desviarse.
El diagrama de fases de la Figura 11 representa una mezcla y slo una mezcla
de hidrocarburos. Lamentablemente, para recuperacin mxima de lquido, esta
desviacin es hacia la derecha, lo que acenta aun ms la prdida de lquido
retrgrado en los poros de la roca del yacimiento.
Si ignoramos por el momento esta desviacin en el diagrama de fases, desde el
punto de vista cualitativo, la vaporizacin del lquido formado por condensacin
retrgrada (lquido retrgrado) se presenta a partir de B2 hasta la presin de
abandono B3. Esta revaporizacin ayuda a la recuperacin lquida y se hace
evidente por la disminucin en las razones gas-petrleo en la superficie.
La prdida neta de lquido retrgrado es evidentemente mayor para:
Menores temperaturas en el yacimiento Mayores presiones de abandono Mayor desviacin del diagrama de fases hacia la derecha, lo cual es,
naturalmente, una propiedad del sistema de hidrocarburos.
En cualquier tiempo, el lquido producido por condensacin retrgrada en el
yacimiento est compuesto, en gran parte, de un alto porcentaje (por volumen) de
metano y etano, y es mucho mayor que el volumen de lquido estable que pudiera
obtenerse por condensacin del fluido del yacimiento a presin y temperatura
atmosfrica.
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La composicin del lquido producido por condensacin retrgrada cambia a
medida que la presin disminuye, de manera que 4% del volumen lquido retrgrado
a una presin, por ejemplo, de 750 lpca puede contener un condensado estable a
condiciones de superficie equivalente a 6% del volumen retrgrado a 2250 lpca.
Si la acumulacin ocurre a 3000 lpca y 75 F, punto C, el fluido del yacimiento
se encuentra en estado monofsico, denominado en este caso lquido, debido a que
la temperatura est por debajo de la temperatura crtica. Este tipo de yacimiento se
denomina de punto de burbujeo, ya que a medida que la presin disminuye se
alcanzar el punto de burbujeo, en este caso 2550 lpca, punto C1.
Por debajo del punto de burbujeo aparecen burbujas, o una fase de gas libre.
Eventualmente, el gas libre comienza a fluir hacia el pozo, aumentando
continuamente. Inversamente, el petrleo fluye cada vez en cantidades menores, y
cuando el yacimiento se agota queda an mucho petrleo por recuperar. Otros
nombres empleados para este tipo de yacimiento de lquido (petrleo) son:
yacimiento de deplecin, de gas disuelto, de empuje por gas en solucin, de
dilatacin o expansin y de empuje por gas interno.
Finalmente, si la misma mezcla de hidrocarburos ocurre a 2000 lpca y 150 F,
punto D, existe un yacimiento de dos fases, que contiene una zona de lquido o de
petrleo con una zona o capa de gas en la parte superior. Como las composiciones
de las zonas de gas y de petrleo son completamente diferentes entre s, pueden
representarse separadamente por diagramas de fases individuales (que tendrn
poco comn entre s) o con el diagrama de la mezcla.
Las condiciones de la zona lquida o de petrleo sern las del punto de
burbujeo y se producir como un yacimiento de punto de burbujeo, modificado por la
presencia de capa de gas. Las condiciones de la capa de gas sern las del punto de
roco y puede ser retrgrada o no retrgrada.
En base a lo discutido en los prrafos anteriores y desde un punto de vista ms
tcnico, los yacimientos de hidrocarburos se encuentran inicialmente ya sea en
estado monofsico (A, B y C) o en estado bifsico (D), de acuerdo con la posicin
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relativa de sus presiones y temperaturas en los diagramas de fases. En deplecin
volumtrica (donde no existe intrusin de agua) estos diferentes yacimientos
monofsicos pueden comportarse:
Como yacimientos simples o normales de gas (A), donde la temperatura del yacimiento excede el cricondentrmico.
Como yacimientos de condensacin retrgrada (de punto de roco) (B), donde la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crtica y la
temperatura del punto cricondentrmico.
Como yacimientos de gas disuelto (de punto de burbujeo) (C), donde la temperatura del yacimiento est por debajo de la temperatura crtica.
Cuando la presin y la temperatura caen dentro de la regin de dos fases,
existir una zona de petrleo con una capa de gas en la parte superior. La zona de
petrleo producir como un yacimiento de petrleo de punto de burbujeo y la capa de
gas como un yacimiento monofsico de gas (A) o como un yacimiento retrogrado de
gas (B).
Fluidos originales en sitio
Yacimientos de Gas Seco
(1)
(2)
Donde:
GOES: Gas Original en Sitio, PCN
A: rea del yacimiento, acres
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h: Espesor, pies
: Porosidad, fraccin
Swi: Saturacin inicial de agua, fraccin
Bgi: Factor Volumtrico del gas @ Pi y Tf, PCY/PCN
Pi: Presin inicial, lpca
Tf: Temperatura de la formacin (yacimiento), 0R
Zgi: Factor de compresibilidad del gas @ Pi y Tf
Clculo de recuperacin unitaria
En muchos yacimientos de gas, particularmente durante la etapa de desarrollo,
no se conoce el volumen total. En este caso, es mejor hacer los clculos del
yacimiento en base unitaria, por lo general un acre-pie de volumen total de roca
reservorio.
Yacimientos de Gas Volumtricos
Es conveniente saber que una unidad o un acre-pie de volumen total de roca de
yacimiento contienen:
Volumen de agua innata en pies cbicos:
Espacio poroso disponible para gas en pies cbicos:
Espacio poroso del yacimiento en pies cbicos:
El nmero inicial de pies cbicos normales de gas en el yacimiento en la unidad
es:
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G se expresa en pies cbicos normales cuando el factor volumtrico de gas se
expresa en pies cbicos normales por pie cbico del yacimiento. Las condiciones
normales son las empleadas en el clculo del factor volumtrico del gas, pero puede
cambiarse a otras condiciones por medio de la ley de los gases perfectos.
La porosidad, se expresa como una fraccin del volumen bruto o volumen total,
y la saturacin de agua innata, como una fraccin del volumen poroso. En un
yacimiento volumtrico se considera que no vara la saturacin de agua intersticial,
de manera que el volumen de gas en el yacimiento permanece constante. Si es el
factor volumtrico del gas a la presin de abandono, los pies cbicos normales de
gas residual al tiempo de abandono son:
La recuperacin unitaria es la diferencia entre el gas inicial en el yacimiento en
una unidad de volumen total de roca y el gas remanente en el yacimiento en la
misma unidad de roca al tiempo de abandono, es decir, el gas producido hasta la
presin de abandono, o:
Recuperacin unitaria:
(7)
La recuperacin unitaria tambin se denomina reserva inicial unitaria o por
unidad, y generalmente es inferior al gas inicial por unidad en el yacimiento. La
reserva inicial en cualquier etapa de agotamiento es la diferencia entre la reserva
inicial unitaria y la produccin unitaria hasta esa etapa del agotamiento. La
recuperacin fraccional o factor de recuperacin expresado en porcentaje del gas
inicial in situ es
Factor de recuperacin:
(8)
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La experiencia con yacimientos volumtricos de gas indican que las
recuperaciones varan entre 80 y 90%. Algunas compaas de gasoductos fijan la
presin de abandono en 100 lpca por 1000 pies de profundidad.
A las condiciones iniciales, una unidad (1 acre-pie) de volumen total de roca del
yacimiento contiene (en pies cbicos):
Volumen de agua innata:
Volumen disponible para gas:
Volumen de gas a condiciones normales:
En muchos yacimientos con empuje hidrulico, despus de una disminucin
inicial de presin, el agua entra al yacimiento a una tasa igual a la produccin,
estabilizndose en esta forma la presin del yacimiento. En este caso la presin
estabilizada es la presin de abandono.
Si Bga es el factor volumtrico del gas a la presin de abandono y Sgr la
saturacin residual de gas, expresada como una fraccin del volumen poroso,
despus de que el agua invade la unidad, una unidad (1 acre-pie) de roca de
yacimiento en las condiciones de abandono contiene (en pies cbicos):
Volumen de agua:
Volumen de gas a condiciones del yacimiento. :
Volumen de gas a condiciones normales:
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La recuperacin unitaria es la diferencia entre el gas inicial y el residual en la
unidad del volumen total de roca ambos a condiciones normales, o:
Recuperacin unitaria en
(9)
El factor de recuperacin expresado como porcentaje del gas inicial en el
yacimiento es:
Factor de recuperacin = (10)
Si el empuje hidrulico es muy activo y prcticamente no ocurre disminucin en
la presin del yacimiento, la recuperacin unitaria y el factor de recuperacin,
respectivamente, se convierten en:
Recuperacin unitaria = (11)
Factor de recuperacin: (12)
Debido a que la saturacin residual del gas es independiente de la presin, la
recuperacin ser mayor para una presin menor de estabilizacin.
La saturacin residual de gas puede medirse en el laboratorio mediante
muestras representativas de la formacin. En muchas oportunidades los valores
varan entre 16 y 50 %, con un promedio de 30%. Estos datos ayudan a explicar en
parte las recuperaciones tan bajas obtenidas en algunos yacimientos con empujes
hidrulicos.
Por ejemplo, un yacimiento de gas con una saturacin inicial de agua de 30% y
una saturacin residual de gas 35%, tiene un factor de recuperacin de solo 50% si
se produce por empuje hidrulico activo, es decir, donde la presin del yacimiento se
estabiliza cerca de la presin inicial. Cuando la permeabilidad del yacimiento es
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uniforme, este factor de recuperacin es significativo, excepto por una correccin que
toma en cuenta la eficiencia de la configuracin de drenaje y la conificacin de agua
o lbulos formados por sta.
Cuando existen formaciones bien definidas de bajas y altas permeabilidades, el
agua avanza ms rpido por entre las capas ms permeables, de manera que
cuando un pozo de gas se abandona por su excesiva produccin de agua, an
queda considerable cantidad de gas por recuperar en las capas menos permeables.
Debido a estos factores puede concluirse que las recuperaciones de gas por
empuje hidrulico son generalmente inferiores a las de deplecin volumtrica; sin
embargo, esta conclusin no se aplica para el caso de recuperaciones de petrleo.
Yacimientos de gas con empuje hidrulico tienen la ventaja que mantienen presiones
de flujo y tasas de produccin mayores que en yacimientos de gas con empuje por
deplecin o agotamiento. Esto se debe, naturalmente, al mantenimiento de una
presin mayor como resultado de la intrusin de agua.
En el clculo de las reservas de gas de una unidad, es de mayor importancia
conocer el gas recuperable por pozo, que el gas total recuperable inicialmente de tal
unidad o rea, parte del cual puede ser recuperado por pozos adyacentes.
En yacimientos volumtricos, donde el gas recuperable pozo del yacimiento, es
el mismo, las recuperaciones sern iguales siempre y cuando los pozos produzcan
en la misma proporcin. Por otra parte, cuando vara el gas existente en las
diferentes unidades (pozos), como en el caso en que vare el espesor de la
formacin, y si los pozos producen en la misma proporcin, la reserva de gas inicial
de la seccin donde la formacin es de mayor espesor ser menor que el gas
recuperable inicial de esa seccin.
En yacimientos de gas con empuje hidrulico, cuando la presin se estabiliza
cerca de la presin inicial del yacimiento, un pozo situado en la parte ms baja de la
estructura divide su gas inicial recuperable con los dems pozos buzamiento arriba y
en lnea con l. Por ejemplo, si se perforan tres pozos en lnea a lo largo del
buzamiento en la parte superior de sus respectivas unidades, asumidas iguales, y si
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todos producen a la misma proporcin, el pozo situado en la parte inferior de la
estructura recuperar aproximadamente una tercera parte del gas subyacente inicial.
Si el pozo se perfora ms abajo en la estructura cerca del centro de la unidad,
su recuperacin ser an menor. Si la presin se estabiliza por debajo de la presin
inicial del yacimiento, el factor de recuperacin aumentar para los pozos situados en
la parte inferior de la estructura.
Generalmente, cuando se trata de evaluar cuantitativamente el comportamiento
de un yacimiento de gas, se toman mediciones precisas y frecuentes de la presin y
de la produccin. La recoleccin de esta informacin facilita la preparacin de un
grfico de los valores P / Z versus Gp. Si se obtiene una lnea recta, se puede
concluir, que el yacimiento es volumtrico. Inclusive, se puede proceder a la
extrapolacin de la recta obtenida para determinar la totalidad del gas inicial en sitio
en el yacimiento (Gi).
Figura 12. Grfico de los valores P / Z versus Gp.
Si la lnea obtenida no es recta y muestra una pendiente decreciente, esto
indica que el yacimiento no es volumtrico sino que, adems de la energa que
posee como resultado de su compresibilidad, tiene una entrada de energa adicional
al volumen de control, y la procedencia de esta energa es atribuible al empuje de un
acufero.
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El flujo de agua (o de otro fluido, como es el caso de comunicacin mecnica
con un yacimiento de petrleo a mayor presin), hace que las presiones medidas
sean mayores de las esperadas si el yacimiento fuese volumtrico. En estos casos,
la Ecuacin Generalizada de Balance de Materiales para yacimientos de gas se
utilizan para cuantificar We vs. P, luego de haber estimado Vi por mtodos
volumtricos (mapas, perfiles petrofsicos de pozos, anlisis de laboratorio de las
rocas y de los fluidos).
El agua producida debera ser aforada para disponer de cifras
cronolgicamente confiables; sin embargo, esto no es comn hacerlo u se recurre a
la estimacin del agua producida utilizando las pruebas mensuales de control. De
igual manera, se proceder al clculo de la produccin de gas natural durante el
perodo de aplicacin de la prueba.
Produccin de Lquidos de Yacimientos de Gas
Se definen como yacimientos de gas natural aquellos que a lo largo de toda su
historia se mantienen en el yacimiento en estado de vapor (Py, Ty). Sin embargo,
este tipo de yacimiento puede producir cierto volumen de lquido por condensacin,
lo cual ocurre en las tuberas de produccin y en las instalaciones de superficie. Esta
condensacin ocurre por enfriamiento y fuera del yacimiento.
Errores, restricciones y limitaciones de las ecuaciones
La precisin de los clculos de reservas por el mtodo volumtrico, depende de
la exactitud de los datos que entran en los clculos. La precisin del clculo de gas
inicial en el yacimiento depende de los posibles errores en los valores promedios de
porosidad, saturacin de agua innata, presin y factor de desviacin del gas, lo
mismo que en la determinacin del volumen productor bruto.
Con los mejores datos que pueden obtenerse de ncleos y registros en
yacimientos uniformes, es difcil calcular el gas inicial en el yacimiento con una
aproximacin inferior del 5 por ciento, valor que puede ascender a 100 por ciento o
ms, segn la uniformidad del yacimiento y la cantidad y calidad de los datos
disponibles.
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La reserva es el producto del gas en el yacimiento por el factor de recuperacin.
En yacimientos volumtricos la reserva del mismo, en general, a cualquier presin de
abandono, debe conocerse con la misma precisin que el gas inicial en el
yacimiento.
En yacimientos de empuje hidrosttico se requiere, adems, el clculo
aproximado del volumen invadido del yacimiento al abandono y al saturacin residual
del gas. Si el yacimiento presenta estratificaciones de permeabilidad, el problema se
agrava, y, como resultado, la precisin disminuye. En general, los clculos de
reservas son ms exactos en yacimientos volumtricos que en los de empuje
hidrulico.
Cuando las reservas se calculan en base a un pozo o unidad del yacimiento, la
precisin se reduce an ms debido a drenaje, que ocurre tanto en yacimientos
volumtricos como en los de empuje hidrosttico. El uso de balance de materiales,
para calcular, el gas en el yacimiento incluye los trminos del factor volumtrico del
gas de acuerdo con la ecuacin. Por supuesto, la precisin de los clculos es funcin
del error probable en estos trminos.
El error en la produccin de gas Gp proviene de errores en la medicin del gas,
en el clculo aproximado de consumo y prdidas por escapes en la unidad y en el
clculo aproximado del gas de los separadores de baja presin o de los tanques de
almacenamiento.
A veces ocurren escapes subterrneos debido a fallas y corrosin en las
tuberas de revestimiento o a cementaciones defectuosas y en el caso de pozos de
produccin de dos zonas, pueden ocurrir escapes o comunicacin entre ellas.
Se producen tambin inexactitudes en la determinacin del gas producido,
cuando el gas proveniente de dos o ms yacimientos se mezcla antes de medirse, ya
que el clculo de produccin correspondiente a cada yacimiento se efecta en base
a pruebas peridicas de produccin de pozos. Los medidores se calibran por lo
general con tolerancias de uno por ciento, por tanto, en las mejores circunstancias es
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difcil conocer la produccin de gas con una precisin mayor del dos por ciento,
variando la precisin promedia desde pocas, a varias unidades por ciento.
Los errores en las precisiones se deben a errores en los medidores de presin y
a las dificultades de promediarlas, especialmente cuando existen diferencias altas de
presin a travs del yacimiento. Errores adicionales resultan en la determinacin de
presin del yacimiento a partir de presiones medidas en la cabeza del pozo.
Si el campo no se ha desarrollado totalmente, es lgico que la presin promedia
corresponder a la parte desarrollada, cuyo valor es menor que la presin promedia
de todo el yacimiento. Cuando la produccin de agua en pozos de gas es poca,
generalmente no se tiene en cuenta; y cuando es significativa, se determina
aproximadamente por medio de pruebas peridicas de los pozos.
Adems de los errores incluidos en los datos que entran en la ecuacin de
balance de materiales, existen otros factores de menor importancia no considerados
en la deduccin de la ecuacin. Estos son: variacin del volumen de agua innata con
presin, cambio de porosidad con la presin y liberacin de gas disuelto en el agua
innata con disminucin de presin. Estos factores pueden incluirse en la ecuacin de
balance de materiales si as lo garantiza la precisin de los datos.
La presencia de pequeas, pero ignoradas cantidades de intrusin de agua,
condensacin retrgrada o ambos, tambin afectan los resultados. En las mejores
circunstancias, los clculos de balance de materiales del gas en el yacimiento rara
vez tienen una precisin mayor del 5 por ciento, pudiendo ser mucho menor. Lo
mismo ocurre con la estimacin de reservas.
En resumen, el gas natural representa una fuente de energa importante para el
futuro, pues ya se ha hablado de los beneficios que trae su uso. Se puede emplear
como combustible, disminuyendo la contaminacin del medio ambiente por parte de
los gases que se producen por efecto del uso de gasolina. As como este, otros usos
importantes pueden ser dados al gas natural para mejorar los procesos industriales
que se llevan a cabo diariamente en diferentes industrias, algunas relacionadas con
el petrleo y otras no.
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Por esta razn, los yacimientos de gas deberan ser tomados en cuenta de una
manera ms primordial, pues representa la posibilidad de no depender del petrleo
solamente como fuente de energa principal. Se debe brindar ms apoyo en el
estudio y anlisis de estos yacimientos, para poder conocer el comportamiento de
presin, produccin y parmetros asociados a la explotacin correcta del mismo. Sin
embargo, existen pocos estudios al respecto, debido a que el petrleo ocupa la gran
parte del mercado de los hidrocarburos.
Ya dentro de los estudios realizados se observan grandes avances, como los
realizados por Russell y Goodrich y Al-Hussainny, Ramey y Crawford, quienes
estudiaron las tcnicas para linealizar la ecuacin diferencial que regula el flujo de un
gas real a condiciones de yacimiento.
Otro aporte muy importante fue hecho por Darcy, quien incluy en las
ecuaciones el coeficiente de resistencia inercial, el cual se presenta a altas tasas de
flujo, como ocurre en algunos casos de flujo de gas.
A pesar de estos estudios, los resultados siguen presentando errores y
restricciones en el uso de las ecuaciones, los cuales deben ser estudiados para
lograr minimizarlos y poder obtener un mejor conocimiento sobre el comportamiento
de los yacimientos de gas natural.
Yacimientos de gas condensado
Un yacimiento de gas condensado puede obstruirse con sus componentes ms
valiosos. La saturacin del lquido condensado puede incrementarse en la regin
vecina al pozo como consecuencia de la cada de presin por debajo del punto de
roco, restringiendo en ltima instancia el flujo de gas. La restriccin en la zona
vecina al pozo puede reducir la productividad de un pozo en un factor de dos o ms.
Este fenmeno, conocido como formacin de bloque o banco de condensado,
es el resultado de una combinacin de factores, incluyendo las propiedades de las
fases de fluidos, las caractersticas del flujo de la formacin y las presiones
existentes en la formacin y en el pozo. Si estos factores no se comprenden en las
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primeras instancias del desarrollo de un campo petrolero, tarde o temprano el
rendimiento de la produccin se ver afectado.
Por ejemplo, la productividad de los pozos del Campo Arun, situado en Sumatra
del Norte, Indonesia, declin significativamente unos 10 aos despus de que
comenzara la produccin. Se trataba de un problema serio, ya que la productividad
de los pozos resultaba crtica para satisfacer las obligaciones contractuales de
entrega de gas. Los estudios de pozos, incluyendo las pruebas de presiones
transitorias, indicaron que la prdida era causada por la acumulacin de condensado
cerca del pozo.
El Campo Arun es uno de los tantos yacimientos de gas condensado gigantes
que en conjunto contienen un recurso global significativo. El Campo
Shtokmanovskoye, situado en el Mar de Barents en Rusia, el Campo Karachaganak
en Kazajstn, el Campo Norte en Qatar que se convierte en el Campo Sur Pars en
Irn, y el Campo Cupiagua en Colombia, son otros de los grandes recursos de gas
condensado que existen en el mundo.
Es necesario analizar la combinacin de la termodinmica de los fluidos y la
fsica de las rocas, que resulta en la segregacin de condensado y en la formacin
de bloques de condensado, as como, examinar las implicancias para la produccin y
los mtodos de manejo de los efectos de la segregacin de condensado, incluyendo
el modelado de yacimientos, para pronosticar el desempeo de los campos
petroleros.
Formacin de gotas de roco
Un gas condensado es un fluido monofsico en condiciones de yacimiento
originales. Est compuesto principalmente de metano (C1) y de otros hidrocarburos
de cadena corta, pero tambin contiene hidrocarburos de cadena larga,
denominados fracciones pesadas. Bajo ciertas condiciones de temperatura y presin,
este fluido se separar en dos fases, una fase gaseosa y una fase lquida, lo que se
conoce como condensado retrgrado.
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Figura 13. Acumulacin de condensado cerca del pozo
Los fluidos de gas condensado se denominan retrgrados porque su
comportamiento puede ser la inversa de los fluidos que comprenden componentes
puros. A medida que la presin de yacimiento declina y atraviesa el punto de roco,
se forma lquido y el volumen de la fase lquida aumenta con la cada de la presin.
El sistema alcanza un punto en un condensado retrgrado en el que, conforme la
presin contina declinando, el lquido se re-evapora.
Figura 14. Diagrama de fases de un sistema de gas condensado.
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La Figura 14, es la grfica de la relacin presin-volumen-temperatura (PVT) e
indica el comportamiento monofsico fuera de la regin bifsica, que est limitada
por las lneas correspondientes al punto de burbujeo y al punto de roco. Todas las
lneas de saturacin de fase constante (lneas de guiones) convergen en el punto
crtico. Los nmeros indican la saturacin de la fase vapor.
En un yacimiento de gas condensado, la condicin inicial del yacimiento se
encuentra en el rea monofsica, a la derecha del punto crtico. Conforme declina la
presin del yacimiento, el fluido atraviesa el punto de roco y una fase lquida se
separa del gas. El porcentaje de vapor disminuye, pero puede aumentar nuevamente
con la declinacin continua de la presin.
La cricondenterma es la temperatura mxima a la cual pueden coexistir dos
fases. Los separadores de superficie habitualmente operan en condiciones de baja
presin y baja temperatura.
Durante el proceso de produccin del yacimiento, la temperatura de formacin
normalmente no cambia, pero la presin se reduce. Las mayores cadas de presin
tienen lugar cerca de los pozos productores. Cuando la presin de un yacimiento de
gas condensado se reduce hasta un cierto punto, denominado presin de saturacin
o presin del punto de roco, una fase lquida rica en fracciones pesadas se separa
de la solucin; la fase gaseosa muestra una leve disminucin de las fracciones
pesadas (Figura 14).
La reduccin continua de la presin incrementa la fase lquida hasta que
alcanza un volumen mximo; luego el volumen de lquido se reduce. Este
comportamiento se puede mostrar en un diagrama de la relacin presin-volumen-
temperatura (PVT). El volumen de la fase lquida presente depende no slo de la
presin y la temperatura, sino tambin de la composicin del fluido.
Un gas seco, por definicin, tiene insuficientes componentes pesados como
para generar lquidos en el yacimiento aunque se produzca una gran cada de
presin cerca del pozo. Un gas condensado pobre genera un volumen pequeo de
fase lquida, menos de 561 m3 por milln de m3 (100 bbl por milln de pies3) y un gas
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condensado rico genera un volumen de lquido ms grande, generalmente superior a
842 m3 por milln de m3 (150 bbl por milln de pies3).
No existen lmites establecidos en las definiciones de pobre y rico, y
descripciones adicionales, tales como muy pobre, tambin se aplican, de modo que
estas cifras deben tomarse como meros indicadores de rangos. La determinacin de
las propiedades de los fluidos puede ser importante en cualquier yacimiento, pero
desempea un rol particularmente vital en los yacimientos de gas condensado.
Por ejemplo, la relacin gas/condensado juega un papel importante en lo que
respecta a la estimacin del potencial de ventas tanto de gas como de lquido,
necesarias para dimensionar las instalaciones de procesamiento de superficie. La
cantidad de lquido que puede encontrarse inmovilizado en un campo, tambin es un
aspecto econmico esencial. stas y otras consideraciones, tales como la necesidad
de contar con tecnologas de levantamiento artificial y estimulacin de pozos,
dependen de la extraccin precisa de muestras de fluido.
Los errores pequeos producidos en el proceso de toma de muestras, tales
como la recoleccin de un volumen de lquido incorrecto, pueden traducirse en
errores significativos en el comportamiento medido, de modo que la extraccin de
muestras debe hacerse con sumo cuidado.
Pozos con carga de gas
Una vez que los fluidos del yacimiento ingresan en un pozo, tanto las
condiciones de temperatura como las condiciones de presin pueden variar. El
lquido condensado puede producirse dentro del pozo; sin embargo, tambin puede
acumularse en el fondo como resultado de los cambios producidos en las
condiciones imperantes en el pozo. Si el gas no tiene suficiente energa como para
transportar el lquido a la superficie, se produce la carga o retorno del lquido en el
pozo porque el lquido es ms denso que la fase gaseosa que viaja con l.
Si el lquido retorna por el pozo, el porcentaje de lquido aumentar pudiendo
finalmente restringir la produccin. Es de hacer notar que existen tecnologas de
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levantamiento artificial por gas y bombeo que se utilizan para contrarrestar este
comportamiento.
Figura 15. Diagrama de un gas rico (forma un porcentaje superior de lquido que un
gas pobre)
Figura 16. Diagrama de un gas condensado pobre
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Figura 17. Diagrama de un gas condensado rico y uno pobre
Figura 18. Diagrama de la formacin de un bloque de condensado
Cuando la presin disminuye a la temperatura del yacimiento, un gas rico forma
(Figura 16) un porcentaje superior de lquido que un gas pobre (Figura 17). El gas
rico produce la condensacin de ms condensado que el gas pobre (Figura 17). La
curva de condensacin de lquido se traza asumiendo que las dos fases permanecen
en contacto entre s.
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No obstante, en un yacimiento se produce la fase de gas mvil; la saturacin
del lquido en la regin vecina al pozo aumenta hasta que tambin se vuelve mvil.
Como resultado, la formacin de un bloque de condensado puede afectar finalmente
a las formaciones que contienen tanto gas pobre como gas rico y el ndice de
productividad del pozo normalizado (J/J0) de ambos puede verse severamente
impactado (Figura 18).
Gotas de roco en un yacimiento
Cuando se forma por primera vez en un yacimiento de gas, el lquido
condensado es inmvil debido a las fuerzas capilares que actan sobre los fluidos.
Es decir, una gota microscpica de lquido, una vez formada, tender a quedarse
atrapada en los poros o gargantas de poros pequeas.
Incluso en el caso de los gases condensados ricos, con una condensacin
sustancial de lquido, la movilidad del condensado, que es la relacin entre la
permeabilidad relativa y la viscosidad, sigue siendo insignificante lejos de los pozos.
En consecuencia, el condensado que se forma en la mayor parte del yacimiento se
pierde en la produccin a menos que el plan de explotacin del yacimiento incluya el
reciclaje del gas.
El efecto de esta condensacin sobre la movilidad del gas es habitualmente
despreciable. Cerca de un pozo productor, la situacin es diferente. Cuando la
presin de fondo de pozo cae por debajo del punto de roco, se forma un sumidero
en la regin vecina al pozo. A medida que el gas ingresa en el sumidero, el lquido se
condensa. Luego de un breve perodo transitorio, se acumula suficiente lquido como
para que su movilidad se vuelva significativa. El gas y el lquido compiten por las
trayectorias de flujo, como lo describe la relacin entre sus correspondientes
permeabilidades relativas.
La formacin de un bloque de condensado es el resultado de la reduccin de la
movilidad del gas en las adyacencias de un pozo productor por debajo del punto de
roco (Figura 19).La cada de la presin del yacimiento por debajo del punto de roco
tiene dos resultados principales, ambos negativos: la produccin de gas y
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condensado declina debido a la formacin de un bloque de condensado en la regin
vecina al pozo y el gas producido contiene menos fracciones pesadas valiosas
debido a la condensacin a travs de todo el yacimiento, donde el condensado tiene
una movilidad insuficiente como para fluir en direccin hacia el pozo.
Figura 19. Formacin de un bloque de condensado
Cuando la presin de fondo de pozo cae por debajo del punto de roco, el
condensado se separa de la fase gaseosa. Las fuerzas capilares favorecen el
contacto del condensado con los granos (a la derecha). Luego de un breve perodo
transitorio, la regin alcanza una condicin de flujo en estado estacionario con el gas
y el condensado fluyendo (extremo superior).
La saturacin de condensado, So, es mayor cerca del pozo porque la presin
es ms baja, lo que implica ms condensacin de lquido. La permeabilidad relativa
al petrleo, kro, aumenta con la saturacin. La reduccin de la permeabilidad relativa
al gas, krg, cerca del pozo, ilustra el efecto de la formacin del bloque. El eje vertical,
representado por un pozo, es slo esquemtico.
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Grandes prdidas de productividad han sido reportadas en pozos de campos de
gas condensado. En el Campo Arun, operado por ExxonMobil, la prdida en ciertos
pozos era superior al 50%. En otro ejemplo, ExxonMobil, report el caso de dos
pozos ahogados debido a la formacin de un bloque de condensado.
Shell y Petroleum Development Omn reportaron una prdida de productividad
del 67% en los pozos de dos campos petroleros. En otro campo, se report la
inversin de la declinacin de la productividad inicial. La productividad de los pozos
en el yacimiento de gas condensado moderadamente rico declin rpidamente
cuando las presiones de fondo de pozo cayeron por debajo del punto de roco. Esta
declinacin continu hasta que la presin en todo el yacimiento cay por debajo del
punto de roco, por lo que la productividad del gas comenz a incrementarse.
El modelado composicional indic que la saturacin del condensado aumentaba
cerca de los pozos hasta un 68% aproximadamente, reducindose la permeabilidad
del gas y, en consecuencia, su productividad. No obstante, al caer la presin en todo
el yacimiento por debajo del punto de roco, algo de lquido se condensaba en todas
partes. El gas que se desplazaba en direccin al pozo era ms pobre y tena menos
condensado para acumular en la regin vecina al pozo, lo que se tradujo en una
reduccin de la saturacin del condensado a un 55% aproximadamente y condujo a
un aumento de la productividad del gas. El bloque de condensado se redujo al
aumentar la movilidad del gas en la regin vecina al pozo.
Bloque de condensado
No todos los yacimientos de gas condensado estn limitados por presin debido
a la formacin de un bloque de condensado en la regin vecina al pozo, aunque
todos estos campos experimentarn este fenmeno. El grado en que la segregacin
de condensado constituye un problema para la produccin, depende de la relacin
entre la cada de presin experimentada dentro del yacimiento y la cada de presin
total que se produce desde las reas lejanas del yacimiento hasta un punto de
control en la superficie.
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Si la cada de la presin del yacimiento es significativa, la cada de presin
adicional debida a la segregacin de condensado puede ser muy importante para la
productividad del pozo. Esta condicin es tpica en formaciones con un valor bajo de
la capacidad de flujo, que es el producto de la permeabilidad por el espesor neto de
la formacin (kh).
Contrariamente, si en el yacimiento se produce una pequea fraccin de la
cada de presin total, lo que es habitual en formaciones con valores de kh altos, la
cada de presin adicional producida en el yacimiento como consecuencia del bloque
de condensado tendr probablemente poco impacto sobre la productividad de los
pozos.
Como pauta general, se puede asumir que el bloque de condensado duplica la
cada de presin en el yacimiento para la misma tasa de flujo. Conceptualmente, el
flujo en los yacimientos de gas condensado puede dividirse en tres regiones de
yacimiento, aunque en ciertas situaciones no estn presentes las tres.
Las dos regiones ms prximas a un pozo pueden formarse cuando la presin
de fondo de pozo est por debajo del punto de roco del fluido. La tercera regin, que
se forma lejos de los pozos productores, existe slo cuando la presin del yacimiento
est por encima del punto de roco.
Esta tercera regin incluye la mayor parte del rea del yacimiento que se
encuentra alejada de los pozos productores. Dado que est por encima de la presin
del punto de roco, slo existe y fluye una fase de hidrocarburo: el gas. El lmite
interior de esta regin tiene lugar donde la presin iguala a la presin del punto de
roco del gas de yacimiento original. Este lmite no es fijo sino que se desplaza hacia
afuera a medida que el pozo produce hidrocarburos y la presin de formacin cae,
desapareciendo finalmente cuando la presin en el lmite exterior cae por debajo del
punto de roco.
En la segunda regin, la regin de segregacin de condensado, el lquido se
separa de la fase gaseosa, pero su saturacin contina siendo suficientemente baja
como para que se mantenga inmvil; sigue existiendo flujo de gas monofsico. La
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cantidad de lquido que se condensa queda determinada por las caractersticas de la
fase del fluido, como lo indica su diagrama PVT.
La saturacin del lquido aumenta y la fase gaseosa se vuelve ms pobre a
medida que el gas fluye hacia el pozo. Esta saturacin en el lmite interior de la
regin usualmente se aproxima a la saturacin crtica del lquido para el flujo, que es
la saturacin residual de petrleo.
En la primera regin, la ms cercana a un pozo productor, fluye tanto la fase
gaseosa como la fase de condensado. La saturacin del condensado en esta regin
es mayor que la saturacin crtica. Las dimensiones de esta regin oscilan entre
decenas de pies para los condensados pobres y cientos de pies para los
condensados ricos.
Su tamao es proporcional al volumen de gas drenado y al porcentaje de
condensacin de lquido. Dicha regin se extiende ms lejos del pozo para las capas
con una permeabilidad ms alta que la permeabilidad promedio, ya que a travs de
esas capas ha fluido un mayor volumen de gas. Incluso en los yacimientos que
contienen gas pobre, con baja condensacin de lquido, el bloque de condensado
puede ser significativo porque las fuerzas capilares pueden retener un condensado
que con el tiempo desarrolla alta saturacin.
Esta regin correspondiente al bloque de condensado en la zona vecina al pozo
controla la productividad del mismo. La relacin gas/condensado circulante es
bsicamente constante y la condicin PVT se considera una regin de expansin a
composicin constante.
Esta condicin simplifica la relacin existente entre la permeabilidad relativa al
gas y la permeabilidad relativa al petrleo, lo que hace que la relacin entre ambas
sea una funcin de las propiedades PVT. No obstante, en la regin vecina al pozo se
producen efectos de permeabilidad relativa adicionales porque la velocidad del gas, y
en consecuencia la fuerza viscosa, es extrema. La relacin entre la fuerza viscosa y
la fuerza capilar se denomina nmero capilar.
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Las condiciones del gradiente de presin producidas por la alta velocidad o la
baja tensin interfacial poseen nmeros capilares altos, lo que indica que
predominan las fuerzas viscosas y que la permeabilidad relativa al gas es mayor que
el valor que se registra con tasas de flujo ms bajas.
A velocidades de flujo an ms altas, en la zona ms cercana al pozo, el efecto
inercial o efecto de Forchheimer reduce de alguna manera la permeabilidad relativa
al gas. La base de este efecto es el arrastre inicial que se produce cuando el fluido
se acelera para atravesar las gargantas de poros y luego disminuye la velocidad una
vez que ingresa en un cuerpo poroso. El resultado es una permeabilidad aparente
ms baja que la que podra esperarse a partir de la ley de Darcy.
Este efecto se conoce normalmente como flujo no darciano. El impacto global
de los dos efectos producidos por la alta velocidad es usualmente positivo, lo que
reduce el impacto del bloque de condensado.
Se necesitan experimentos de impregnacin de ncleos de laboratorio para
medir el efecto inercial y el efecto del nmero capilar sobre la permeabilidad relativa.
Si bien la primera indicacin de la presencia de un bloque de condensado es
habitualmente una declinacin de la productividad, su presencia a menudo se
determina mediante pruebas de presin transitoria. Se puede interpretar una prueba
de incremento de presin para mostrar la distribucin del lquido antes de cerrar el
pozo.
El comportamiento a corto plazo en la prueba de presin transitoria refleja las
condiciones existentes en la regin vecina al pozo. El bloque de condensado se
indica por la existencia de un gradiente de presin ms pronunciado cerca del pozo.
Con tiempos de prueba ms prolongados, la permeabilidad efectiva del gas lejos del
pozo domina la respuesta; la permeabilidad puede determinarse a partir de la curva
de la derivada del cambio de presin en un grfico doble logartmico de los cambios
de pseudo-presin y tiempo de cierre.
Si la prueba se prolonga suficiente tiempo, y ese tiempo de prueba de cierre
depende de la permeabilidad de la formacin, las propiedades del flujo lejos del pozo
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sern evidentes. Manejo de yacimientos de gas condensado Histricamente, los
lquidos condensados han sido significativamente ms valiosos que el gas, situacin
que se mantiene en algunos lugares alejados de los mercados de gas o de los
sistemas de transporte.
El diferencial de precios motiv que el reciclaje del gas se convirtiera en una
prctica comn. La inyeccin de gas seco en una formacin para mantener la presin
del yacimiento por encima del punto de roco desplaza lentamente las valiosas
fracciones pesadas que an se encuentran en solucin en el gas del yacimiento. Con
el tiempo, el yacimiento es purgado; es decir, el gas seco o pobre es producido a una
presin de fondo de pozo baja.
YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS
Descripcin general de un yacimiento naturalmente fracturado.
Las fracturas se definen como superficies planas de discontinuidad, en donde la
roca ha perdido cohesin y los procesos de deformacin y alteracin de la misma
pueden ser ocupadas por fluidos.
Los yacimientos naturalmente fracturados plantean una paradoja relacionada
con la produccin. Incluyen yacimientos con baja recuperacin de hidrocarburos:
estos yacimientos pueden parecer altamente productivos al comienzo pero su
produccin declina rpidamente.
Adems, se caracterizan por la irrupcin temprana de gas o agua. Por otra
parte, forman parte de algunos de los yacimientos ms grandes y productivos de la
Tierra. La naturaleza paradjica de esta clase de yacimientos est dada por los
grandes esfuerzos que hace la industria por comprenderlos mejor y modelarlos con
suficiente certeza.
Si bien casi todos los yacimientos de hidrocarburos son afectados de alguna
manera por las fracturas naturales, los efectos de las fracturas a menudo se conocen
en forma imprecisa y en gran medida se subestiman. En los yacimientos
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carbonatados, las fracturas naturales ayudan a generar porosidad secundaria y
estimulan la comunicacin entre los compartimientos del yacimiento.
No obstante, estos conductos de alta permeabilidad a veces entorpecen el flujo
de fluidos dentro de un yacimiento, conduciendo a la produccin prematura de agua
o gas y haciendo que los esfuerzos de recuperacin secundaria resulten ineficaces.
Las fracturas naturales tambin estn presentes en todo tipo de yacimiento
siliciclstico, lo que complica el aparentemente simple comportamiento de la
produccin dominado por la matriz. Adems, las fracturas naturales constituyen el
factor de producibilidad principal en una amplia gama de yacimientos menos
convencionales, incluyendo los yacimientos de metano en capas de carbn (CBM),
los yacimientos de gas de lutitas y los yacimientos de roca basamento y roca
volcnica.
Si bien las fracturas naturales desempean un rol menos importante en los
yacimientos de alta permeabilidad y alta porosidad, tales como las turbiditas,
comnmente forman barreras para el flujo, frustrando los intentos para calcular las
reservas recuperables y predecir la produccin con el tiempo en forma precisa.
Ignorar la presencia de las fracturas no es una prctica ptima de manejo de
yacimientos; tarde o temprano, es imposible ignorar las fracturas porque el
desempeo tcnico y econmico del yacimiento se degrada.
El mayor riesgo que implica la falta de una caracterizacin temprana de las
facturas naturales es que tal omisin puede limitar severamente las opciones de
desarrollo de campos petroleros. Por ejemplo, una empresa que no aprovecha las
oportunidades para evaluar las fracturas naturales durante la primera etapa de
desarrollo puede desperdiciar recursos en operaciones de perforacin de pozos de
relleno innecesarias.
Es probable que los equipos a cargo de los activos de las empresas nunca
lleguen a extraer los hidrocarburos originalmente considerados recuperables porque,
sin comprender el impacto de las fracturas naturales sobre el comportamiento de la
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produccin, no habrn preparado adecuadamente el campo para la aplicacin de
tcnicas de recuperacin secundaria.
Se requiere examinar el impacto de las fracturas naturales sobre los
yacimientos de hidrocarburos, en las diferentes etapas de su desarrollo. Se analiza la
clasificacin de las fracturas naturales y los yacimientos naturalmente fracturados
(YNF), junto con los factores que afectan el comportamiento de stos ltimos.
Adems, se describen los mtodos utilizados en una variedad de escalas, para
identificar y caracterizar las fracturas naturales y modelar la
Figura 20. Imgenes microscpicas de formaciones fracturadas. 2000 micrmetros
Figura 21. Imagen longitudinal de un fragmento del ncleo de una roca obtenido en el
campo Cantarell. - 250 micrmetros
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Fracturas naturales en el desarrollo de campos petroleros
La investigacin de las fracturas naturales debera iniciarse durante la etapa de
exploracin. Los afloramientos en superficie correspondientes a la seccin
prospectiva o los anlogos de yacimientos pueden constituir la base de un cimiento
litolgico, estructural y estratigrfico sobre el que los gelogos podrn construir
modelos conceptuales.
Figura 22. Afloramientos naturales
Estos modelos a menudo comienzan con el conocimiento de los esfuerzos
regionales. El estado de los esfuerzos es importante en los YNF porque determina en
gran medida si las fracturas estn abiertas para conducir los fluidos de yacimiento.
Adems, la magnitud y direccin de los esfuerzos horizontales desempean
roles cruciales en el diseo de los fracturamientos hidrulicos; tratamientos que
constituyen el mtodo de estimulacin primaria para los yacimientos.
Los levantamientos ssmicos de componentes mltiples (3C), adquiridos en las
primeras etapas del desarrollo de los campos petroleros, arrojan datos importantes
para la determinacin de la anisotropa azimutal, lo que es esencial para caracterizar
las fracturas naturales y colocar lo pozos en forma efectiva. Por ejemplo, el
conocimiento de la orientacin general de los sistemas de fracturas durante la
planeacin de los pozos aumenta significativamente la posibilidad de que un pozo
intercepte fracturas.
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Clasificacin de las fracturas
A la hora de desarrollar y modelar los yacimientos fracturados, la capacidad de
comprender y predecir las caractersticas de los sistemas de fracturas y fallas es
esencial. La complejidad de los sistemas de fracturas naturales se capta en los
mtodos descriptivos, genticos y geomtricos que los geocientficos emplean para
clasificar las fracturas naturales.
El conocimiento de los tipos de fracturas mejora la simulacin del flujo de fluidos
a travs de las fracturas, porque los diversos tipos de fracturas conducen el fluido en
forma diferente. Para apreciar los esquemas de clasificacin comunes, se necesita
un conocimiento bsico de cmo se desarrollan las fracturas naturales. No obstante,
para adquirir ese conocimiento se requiere algo ms que la amplia observacin de
las fracturas naturales; es necesario vincular esas observaciones con datos de
experimentos de laboratorio controlados.
En el laboratorio, los tipos de fracturas se dividen en dos grupos relacionados
con su modo de formacin:
Las fracturas por esfuerzo de corte (cizalladura) que se forman con la cizalladura paralela a la fractura creada y las fracturas por esfuerzos de traccin que
se forman con una traccin perpendicular a la fractura creada.
Las fracturas por esfuerzo de corte y las fracturas de traccin descriptas a
partir de experimentos de laboratorio poseen contrapartes netas que existen
naturalmente; las fracturas por esfuerzo de corte corresponden a fallas, mientras que
las fracturas de traccin corresponden a grietas.
Esta distincin de ndole mecnica constituye una forma til de clasificar las
fracturas.
Las fallas por la ocurrencia de episodios tectnicos significativos, cuando el esfuerzo diferencial es alto. Las fallas tectnicas se forman habitualmente a lo largo
de una amplia gama de escalas, con desplazamientos que varan desde milmetros
hasta kilmetros. Las imgenes ssmicas generalmente permiten la deteccin de las
fallas ms grandes, mientras que se requieren datos de pozos para identificar y
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caracterizar las fallas ms pequeas. Las fallas tectnicas tpicamente atraviesan la
estratigrafa sin impedimentos y, en consecuencia, se conocen como fallas no
limitadas por estratos.
Figura 23. Los esfuerzos principales y la creacin de las fracturas.
El diagrama muestra las direcciones de los tres esfuerzos principales, el
esfuerzo de compresin principal mximo, 1, el esfuerzo de compresin principal
mnimo, 3, y el esfuerzo intermedio, 2. Tambin se indica el fracturamiento
resultante. Las fracturas por esfuerzo de traccin (verde) se forman paralelas a 1 y
2. El ngulo agudo que se forma entre dos fracturas por esfuerzo de corte (rojo) se
denomina ngulo conjugado. El ngulo que se forma entre la fractura por esfuerzo de
corte y 1 se denomina ngulo diedro. Entre la fractura por esfuerzo de corte y 3,
se forma un ngulo obtuso, mientras que las fracturas por esfuerzo de corte son
paralelas a 2.
En el laboratorio, las fracturas por esfuerzo de corte y las fracturas de traccin
se forman con una orientacin que se relaciona con las tres direcciones de esfuerzos
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principales; a saber, el esfuerzo de compresin principal mximo, 1, el esfuerzo de
compresin principal mnimo, 3, y el esfuerzo intermedio, 2 (Figura 23).
Las fracturas por esfuerzo de corte se crean bajo un alto esfuerzo diferencial y
en pares conjugados, formando un ngulo agudo con 1. Las fracturas de traccin,
trmino que a veces se utiliza en forma indistinta con el trmino fracturas de
extensin, se forman perpendiculares a 3 y bajo esfuerzos diferenciales
relativamente bajos, cuando el valor de 3, despus del ajuste por la presin de
poro, el esfuerzo efectivo local, resulta de traccin. En el laboratorio, es comn
observar la creacin de fracturas de traccin durante los experimentos de
compresin, a presiones de confinamiento bajas y en asociacin con el desarrollo de
fracturas por esfuerzo de corte.
Las fracturas por esfuerzo de corte y las fracturas de traccin descriptas a partir
de experimentos de laboratorio poseen contrapartes netas que existen naturalmente;
las fracturas por esfuerzo de corte corresponden a fallas, mientras que las fracturas
de traccin corresponden a grietas. Esta distincin de ndole mecnica constituye
una forma til de clasificar las fracturas.
Las fallas se forman en su mayor parte durante la ocurrencia de episodios
tectnicos significativos, cuando el esfuerzo diferencial es alto. Las fallas tectnicas
se forman habitualmente a lo largo de una amplia gama de escalas, con
desplazamientos que varan desde milmetros hasta kilmetros. Las imgenes
ssmicas generalmente permiten la deteccin de las fallas ms grandes, mientras
que se requieren datos de pozos para identificar y caracterizar las fallas ms
pequeas. Las fallas tectnicas tpicamente atraviesan la estratigrafa sin
impedimentos y, en consecuencia, se conocen como fallas no limitadas por estratos.
Las grietas, o fracturas que no exhiben un desplazamiento visible, se forman en
sentido perpendicular a la estratificacin y pueden ser o no limitadas por estratos.
Las grietas limitadas por estratos terminan en las superficies de estratificacin y a
menudo desarrollan un espaciamiento regular y forman redes conectadas bien
organizadas en una vista en planta. Comnmente, existe una serie larga y continua
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de grietas, que se conocen como grietas sistemticas, unidas por un arreglo
perpendicular de grietas transversales que rematan las grietas sistemticas.
Las grietas no limitadas por estratos tienen lugar en una amplia gama de
escalas y se agrupan espacialmente. El origen de las grietas es a menudo difcil de
determinar, pero se sabe a partir de la mecnica de las rocas que se forman con un
valor efectivo de 3 bajo. El esfuerzo de traccin verdadero se produce a
profundidades someras, de manera que algunas grietas se desarrollan cerca de la
superficie. No obstante, en las profundidades de los yacimientos, las grietas
probablemente se forman slo bajo condiciones de presin de fluido elevada,
proceso similar al del fracturamiento hidrulico durante la estimulacin de pozos.
Dado que las grietas no involucran un desplazamiento que desplace la
estratificacin, no pueden ser observadas en forma directa en las imgenes ssmicas
pero pueden ser localizadas y caracterizadas mediante datos de registros de pozos e
imgenes de la pared del pozo (Figura 31). Si bien para un gelogo es relativamente
simple distinguir las fallas de las grietas en un afloramiento, esta distincin es a
menudo menos clara si se utilizan datos del subsuelo, ya que probablemente no
puedan resolverse los desplazamientos estratigrficos.
Las imgenes obtenidas con la herramienta de generacin de Imgenes
Microelctricas de Cobertura Total FMI (Figura 24), muestran claramente tanto el
fracturamiento (sinusoides azules en el Carril 3 y flechas en el Carril 4) como la
estratificacin de la formacin (sinusoides verdes y flechas). El Carril 1 muestra los
datos del calibrador, de orientacin del pozo y de rayos gamma. Los Carriles 2 y 3
muestran las imgenes FMI estticas y dinmicas, respectivamente. Las flechas
correspondientes al echado se presentan en el Carril 4.
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Figura 24. Fracturas no sistemticas de bajo ngulo en lutitas.
Es probable, que los gelogos tengan que basarse en una diversidad de
criterios, tales como el relleno de las fracturas, su orientacin y distribucin espacial,
para determinar si las fracturas de un conjunto dado corresponden a fallas o a
grietas. Puede ser necesario, en esos casos, desarrollar un sistema de clasificacin
pragmtico, basado en las propiedades observadas de las fracturas.
Otros tipos de fracturas son creados por mecanismos de reduccin de volumen
que tienen lugar en la roca, y no a partir de fuerzas externas. stas incluyen grietas
de disecacin, fracturas formadas por sinresis, fracturas por contraccin termal y
fracturas por cambios de fases minerales. De stas, las fracturas por sinresis o
fracturas tipo tela de gallinero, y las fracturas por cambios de fases minerales en los
carbonatos, son las de mayor importancia en la produccin de petrleo y gas. Las
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fracturas por sinresis se forman a travs de un proceso qumico que provoca
deshidratacin y, en consecuencia, una reduccin del volumen.
Las rocas carbonatadas se disuelven fcilmente en agua dulce o en fluidos
agresivos y la disolucin se concentra a menudo para formar cavernas o vacuolas.
La porosidad resultante se denomina crstica y es importante en muchos
yacimientos carbonatados fracturados. Los mapas de porosidad crstica a menudo
muestran que la porosidad se encuentra ms intensamente mejorada a lo largo de
los planos de fracturas preexistentes, por lo que el esclarecimiento del sistema de
fracturas subyacente a menudo puede ayudar a comprender los sistemas crsticos.
Dado que los carbonatos se disuelven en forma relativamente fcil bajo presin,
tienden a formar estilolitas (superficies irregulares de residuos insolubles) que se
desarrollan en sentido perpendicular a 1. Las estilolitas pueden producir la
reduccin de la permeabilidad local, o alternativamente, pueden facilitar el
incremento subsiguiente de la disolucin y de la permeabilidad. Las grietas de
traccin, o el fracturamiento asociado con las estilolitas, son comunes (Figura 25).
Figura 25. Seccin transversal de una estilolita
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Las estilolitas son rasgos diagenticos que se encuentran comnmente en
rocas carbonatadas de baja permeabilidad. Se forman como superficies irregulares
entre dos capas y en general se consideran el resultado de un proceso de disolucin
bajo presin, bajo un estado de esfuerzo diferencial. Las estilolitas normalmente
inhiben el flujo de fluidos en el subsuelo, pero a menudo se asocian con fracturas
pequeas denominadas grietas de traccin, que a veces parecen permeables en las
pruebas de ncleos.
Si bien las grietas de traccin pueden contribuir a la permeabilidad medida en el
ncleo, su impacto subterrneo sobre la producibilidad del yacimiento se considera
mnimo. Un sistema de clasificacin gentico examina cmo las fracturas se
relacionan con la formacin y la estructura en la que se encuentran localizadas.