ing de yacimientos

INGENIERÍA DE YACIMIENTOS

EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Estructuras geológicas que se formaron hace millones de años (Ej. Terciario-Mesozoico) y que contienen hidrocarburos entrampados, líquidos y/o gaseosos, en sus espacios porosos y permeables. Un yacimiento es aquella porción de la trampa que contiene aceite y/o gas como un sólo sistema hidráulico conectado.

Los yacimientos petroleros



Muchos yacimientos de hidrocarburos están conectados a acuíferos.

Algunos yacimientos se ubican en cuencassedimentarias enormes y comparten un mismo acuífero. En este caso, la producción de fluidos de

un yacimiento provocará una declinación en la presión de los otros yacimientos, debido a la comunicación que existe entre ellos a través del acuífero.




Ejemplos de yacimientos que comparten un acuífero común




Ingeniería de Yacimientos

La aplicación de principios científicos al desarrollo yexplotación de yacimientos de aceite y gas, en forma talque se obtenga la máxima recuperación económica.Principales Tareas del Ing. de Yacimientos:

1. Estimar el volumen de hidrocarburos de un yacimiento2. Estimar los volúmenes recuperables de hc’s y métodos3. Establecer los tiempos de producción



Clasificación de yacimientos petroleros

Inicialmente, los hidrocarburos contenidos en el yacimiento pueden presentarse en una sola fase, o bien, pueden coexistir dos fases, líquido y gas, en equilibrio termodinámico:

– Cuando los hidrocarburos están en una fase, esta puede ser líquida o gaseosa.

– Cuando la fase es solo líquida, todo el gas se encuentra disuelto en el aceite, pi>pb , y es necesario evaluar tanto las reservas de aceite como de gas.



Los yacimientos petroleros…– Cuando existe sólo fase gaseosa, el gas puede o nocontener hidrocarburos vaporizados.

• Si no contiene HC’s vaporizados, el yacimiento esde gas seco.

• Si contiene HC’s vaporizados, estos son recuperados en superficie como “condensados”, ó “líquidos del gas natural”. Los yacimientos en este caso son de gas y condensado, pi>pb., y deben evaluarse reservas de gas y del líquido asociado.



Los yacimientos petroleros…– Cuando existen dos fases, líquido (aceite) y gas, en

equilibrio, se tienen dos zonas en el yacimiento: el casquete de gas y la zona de aceite. En este caso deberán evaluarse cuatro tipos de reservas:

1) El gas libre,2) el gas disuelto en el aceite, 3) el aceite en la zona de aceite y 4) los líquidos del gas natural recuperables del casquete de

gas.

•Aunque los hidrocarburos presentes en un yacimientoson volúmenes fijos, las reservas dependen del métodoque se emplee para producir el yacimiento.



Etapas de producción en la vida de un yacimiento.

La producción inicial de hidrocarburos de un yacimiento se obtiene mediante el uso de su energía natural. Esta etapa de producción se conoce como producción primaria.

Cuando se inyecta agua o gas al yacimiento (…se agrega energía) como fluidos desplazantes para ayudar la recuperación de aceite, o bien, se reinyecta el gas producido en yacimientos de gas y condensado para mejorar la recuperación, se entra en una etapa de recuperación secundaria



Etapas de producción…En ocasiones se inyecta agua o gas para mantener la presión y productividad de los yacimientos de aceite: Este es un proceso de recuperación secundaria.

En ocasiones el agua de inyección contiene productos químicos, tales como surfactantes, con el propósito de reducir las fuerzas capilares que retienen al aceite en el yacimiento y aumentar su recuperación (…disminuir Sor). Puede inyectarse gas en condiciones miscibles con el mismo fin: Este tipo de procesos se conocen como procesos de recuperación mejorada de aceite. En esta clasificación cae también el proceso térmico de inyección de aire.



Etapas de producción…

En algunos yacimientos puede convenir implantar un proceso de recuperación secundaria o mejorada antes de que concluya la etapa de producción primaria: Podría incluso ser más conveniente implantar directamente un proceso de recuperación mejorada y omitir la etapa de recuperación secundaria.




Durante la producción primaria, las fuerzas que impulsan al aceite y gas hacia los pozos productores son:

1) Expansión de los fluidos y la roca2) Desplazamiento natural de fluidos: Expansión del

casquete de gas y/o entrada natural de agua.3) Drene gravitacional4) Expulsión capilar




Cuando no existe acuífero y los hidrocarburos se encuentran en una sola fase en el yacimiento, la recuperación de hidrocarburos se da por la expansión de los fluidos y la roca.

En yacimientos de gas, la expansión de la roca es despreciable comparada con la expansión del gas.



Etapas de producción…En yacimientos de aceite con casquete de gas, el drene gravitacional puede de manera importante ayudar a la expansión de los fluidos y la roca. Normalmente en un yacimiento actúan varios mecanismos de recuperación, pero generalmente uno de ellos es el que predomina. Es común, durante la vida productiva de un yacimiento, evidenciar cambios de un mecanismo de producción a otro, y estos cambios pueden ocurrir de manera natural, o bien ser ocasionados como el producto de la implantación de procesos programados por los administradores del yacimiento para optimizar la recuperación de hidrocarburos.



Tipos de yacimientos: Conforme los fluidos

Es necesario determinar el tipo de fluido contenido en elyacimiento desde su descubrimiento.

Conocer el tipo de fluido de un yacimiento permitirá definir:

• Método de muestreo• Tipo de instalaciones superficiales• Método de calculo de volúmenes originales de fluidos• Método de cálculo de reservas• Plan de desarrollo y explotación• Método de recuperación secundaria o mejorada



Tipos de yacimientos: Conforme al diagrama de fases

Por posicionamiento en diagrama de fases P-T y trayectoriade la presión del yacimiento:

1. Yacimientos de aceite negro2. Yacimientos de aceite volátil3. Yacimientos de gas y condensado4. Yacimientos de gas húmedo5. Yacimientos de gas seco

Cada tipo requiere diferentes enfoques en estudios de ingeniería de yacimientos y producción.



Tipos de yacimientos: Otras clasificaciones

• De acuerdo a los tipos de roca:–Areniscas–Carbonatos

• De acuerdo a los rasgos geológicos:–Fracturados–No fracturados–Turbidíticos



Porosidad, φ:La relación entre el volumen de huecos, o poros, y el volumen

total de la roca.

Puede expresarse en fracción o en porciento. Sin embargo, cuando se emplea en una ecuación, generalmente se expresa en fracción



La compresibilidad isotérmica de una sustancia se define como:

Es el cambio de volumen que una sustancia experimenta durante un cambio de presión cuando se mantiene la temperatura constante

Donde,c = compresibilidad isotérmicav = volumenp = presión



Compresibilidad de la Formación cf

Vp = Volumen de poros



Permeabilidad Absoluta, kDarcy 1856 ( Flujo lineal )

La permeabilidad absoluta normalmente se expresa en Darcies. Un Darcy es la permeabilidad de un medio poroso cuando a través de el fluye un solo fluido de 1 cp de viscosidad, a un ritmo de 1 cm3/s, a través de un área de 1 cm2 y con un gradiente de presión de 1 atm/cm.



Tensión interfacialDos fluidos inmiscibles en contacto no se mezclan y los separa una interfase.Las moléculas no se mezclan por su mayor afinidad con las moléculas de su propia clase. Cerca de la superficie las moléculas se atraen con mayor intensidad produciendo una fuerza mecánica en la superficie que se conoce como tensión interfacial, s .



Mojabilidad.1. IntroducciónCuando una roca contiene mas de un fluido saturando su

espacio poroso, la tensión de adhesión, AT , es quien determina la preferencia de la roca a ser mojada por alguno de los fluidos.

Un parámetro que refleja tal preferencia es el ángulo de contacto



Presión CapilarSi se considera un tubo capilar parcialmente saturado con

agua y aire, la competencia de fuerzas interfaciales entre los pares agua-aire, agua-sólido y aire-sólido da lugar al fenómeno de capilaridad



Presión CapilarEn espacios porosos, intergranulares, la presencia de mas de

un fluido da lugar al fenómeno de capilaridad.Una muestra de roca está constituida por poros de diferentes

tamaños y es posible establecer su distribución, esto es, el volumen poroso que corresponde a cada radio, o rango de radios, de poros.



Propiedades de Fluidos

Medición de propiedades PVT del AceiteEl agotamiento y producción de un yacimiento consiste de lossiguientes dos procesos, (...o una combinación de ambos):• Liberación diferencial de gas: El gas es removido del aceite

en la medida que se libera• Ocurre en el yacimiento cuando el gas alcanza su saturacióncrítica y se separa del aceiteLiberación flash de gas: El gas permanece en contacto con el

aceite hasta alcanzar el equilibrio entre las fases• Ocurre en el yacimiento cuando la saturación de gas es

menor que la crítica (...inmóvil)• Ocurre una vez que el aceite entra en la tubería de

producción y fluye junto con el gas que se libera hasta alcanzar separadores, donde alcanzan el equilibrio y son luego separados



Medición de propiedades PVT del Aceite

Propiedades del aceite y su gas en solución dependen de las condiciones bajo las cuales sean medidas

Para aceites negros, las pruebas PVT estándar son:• Pruebas de Liberación Diferencial (DL)• Pruebas de Expansión a Composición Constante (CCE)• Pruebas Flash del SeparadorPara aceites volátiles y gas-condensado, la prueba estándar

es de Agotamiento a Volumen Constante (CVD)



Prueba de Liberación DiferencialConsiste de una serie de liberaciones flash ( 10 a 15 ) y mide a

diferentes presiones (... hasta la presión atmosférica) y Ty• La cantidad de gas en solución• El encogimiento del aceite a medida que el gas es liberado• Propiedades del gas liberado: densidad específica y z• Densidad del aceiteEl volumen de aceite remanente a presión atmosférica se mide

y convierte a 60°F (16°C)...se conoce como aceite residual. El volumen de aceite medido a presiones mayores se divide por volumen de aceite residual (...Volumen Relativo de Aceite, Bod).

Los volúmenes de gas remanentes en solución son tambiéndivididos por el Vol. de aceite residual para calcular GOR



La recuperación secundaria es aquella que se obtiene al inyectar agua (llana) ido gas natural y se puede recuperar hasta un 50%La recuperación mejorada es la tercer etapa de la recuperación de hidrocarburos, aplicando tecnología mas moderna, sofisticada y en mas caos la RM requiere de mayores cuidados y sus costos son mas elevados.



Dado incremento de los precios que tiene la RM en México no se tiene proyectos de este tipo, sin embargo, si se han realizado algunos estudios tanto en PEMEX como en el IMP. de RM, realizándose solo algunas pruebas de campo. De la RM se recupera de un 7% a un 12% adicional, dependiendo de las condiciones de cada yacimiento.

El primer proyecto de RS se dio en el campo de Caliza en Pozarica Veracruz y se inyectaron agua y gas simultáneamente en el casquete en ele año de 1951.



Recuperación mejoradaImportancia de la recuperación mejorada.- la importancia de la Rm, es que debe tener una mayor recuperación que la que se tenia con una recuperación primaria con respecto al volumen original del yacimiento.



Con recuperación mejorada se va a recuperar mas de lo que tendría por recuperación primaria e inclusive por recuperación secundaria. La recuperación mejorada depende de

• Métodos• Tiempos• Costos



Lo que se necesita para aumentar las reservas:

• aplicar nuevas tecnologías• Explorar

El presupuesto total que se lleva en explorar y desarrollar un campo petrolero es mas del 50% total de un proyecto en general



• La recuperación secundaria es una parte del concepto de la recuperación mejorada

• La recuperación mejorada permite incrementar las reservas existentes considerables sin la necesidad de tener las erogaciones en los campos.

• La recuperación secundaria es secuencial viene de efectuar una recuperación después de una recuperación primaria ya sea en forma caótica o forma unificada.



En la actualidad cuando en la literatura se lee que un X – campo esta sujeto a una recuperación secundaria, debe presentarse cualquiera de estas dos.



1.- recuperación secundaria

• Desplazamiento por inyección de agua (llana), se refiera a la que se trata de inyectar agua que no tenga ningún reactivo que implique una mejoría en el desplazamiento.

• Inyección de gas natural.

A estos también se les conoce como “mantenimiento de presión”



Recuperación mejorada. Se refiere al tipo de explotación que tiene las siguientes características:

• Implica mayor recuperación• Implica aplicar mejores tecnologías (aditivos, inyección de

vapor, etc)• Implica sofisticación operativa



Con todas estas implicaciones lo que tenemos también es un mayor costo en la extracción de un barril de hidrocarburos, en la que sé tenia en la recuperación primaria y secundaria. El coso puede ser de 2 a 3 veces más.



A la recuperación secundaria se le asocia con el concepto de la recuperación terciaria.

La recuperación terciaria es secuencial esto es que es función del tiempo que se aplica, generalmente si es conveniente tener la información que proporciona la recuperación secundaria para poder aplicar la recuperación terciaria



¿ Se puede aplicar la recuperación mejorada en vez de la recuperación terciaria?

SÍ

La recuperación terciaria generalmente (en mas del 95% de lo casos) implica que se aplica el método de recuperación mejorada



Clasificación Ejecutiva de la Recuperación Mejorada

SE CONSIDERAN TRES GRUPOS PARA LA RECUPERACIÓN SECUNDARIA

I.- MÉTODOS TÉRMICOS

• Métodos de inyección cíclica de vapor (Of. & Puff, steam stimulation)

• Método de inyección continua (steam flooding)• Método de combustión in-situ



II. MÉTODOS QUÍMICOS

• Métodos de inyección de polímeros (agua con polímeros )• Método de inyección de polímeros con cáustico este tiende

a aumentar la viscosidad del desplazante en virtud de la presencia de los polimeros. Logra que µw ⟩ µo



III. MÉTODOS DE DESPLAZAMIENTOS CON HIDROCARBUROS MISCIBLES

• Método de desplazamiento con hidrocarburos miscibles• Métodos de desplazamiento con CO2

• Métodos de desplazamiento con agua con aditivos

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