tema 1-migración fluidos a pozos-up 1

8/19/2019 Tema 1-Migración Fluidos a Pozos-up 1

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UNIVERSIDAD PÚBLICA DE EL ALTO -UPEA

INGENIERÍA GAS & PETROQUÍMICA

Febrero 2016

Docente: Mgr. Ing. Florencia Chugar Laguna


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Estudiar y analizar las causas de ladeclinación o disminución de lapresión en los yacimientos.

Estudiar la Ingeniería deReservorios y los Sistemas deProducción Natural y Artficial para

lograr la máxima eficiencia en laexplotación de un yacimiento

Clasificación de Reservorios y

Recuperación de los Hidrocarburos.


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• Entender el comportamiento delreservorio en fase de produccióny el ciclo de producción del

yacimiento.

• Conocer la evolución tecnológicaen las distintas fases de

producción.

• Estudiar el influjo dehidrocarburos del reservorio hacia

el pozo.

•


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Estudiar el Análisis PVT (Presión –

Volumen – Temperatura) de los

hidrocarburos.

Propiedades físicas del Yacimiento /

Reservorio/ Arena/ Formación.

Tipos de Trampas geológicas ó sellos.

Comportamiento de reservorios

(Diagrama de Fases)



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INTRODUCCIÓN INDUSTRIA PETROLERA



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W. Gonzales M.

Entender el proceso de producción ymigración del fluido a través del medioporoso de la roca reservorio hasta el pozo, ydel mismo hasta la superficie, para ser tratadoy transportado, en el marco de una estrategiade gestión de explotación óptima del

yacimiento.

CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

OBJETIVO GENERAL


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Hace millones de años se formóel petróleo, como resultado de:

La descomposición de restosde animales y de plantas que

fueron depositados en el fondodel mar.

Estos restos orgánicosestuvieron cubiertos durantemucho tiempo por capas dearena y de lodo que recibieron

intensos calores y fuertespresiones por el peso de lasrocas.


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• El petróleo está bajo tierra, entre1 y 7 kilómetros de profundidad.

• ¿Qué espacio ocupa? El petróleollena las fracturas y espaciosporosos de las rocas, ubicadas endiferentes lugares y a diferentesprofundidades, encerrado por lastrampas geológicas.

Geología de un Reservorio

Roca Sedimentaria


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Geología de unReservorio

Caracterización, Evaluación y Gestión de Reservorios


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Trampa Estructural Son aquellas formadas por deformación de la corteza terrestre. Las comunes

son formadas por plegamientos (anticlinales y sinclinales) y fallamientos (de

falla). Normalmente contienen mas de un reservorio o yacimiento a distintos

niveles y son los primeros en descubrirse en trabajos de exploración.

Trampa Anticlinal

Trampa de Falla


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Tipos de Trampas Geológicas de Petróleo y Gas

MIGRACIÓN DE FLUIDOS AL POZO


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PROCESOS DE FORMACIÓN DE LOSHIDROCARUROS (Carbono+Hidrógeno)

Existe un l im i tado co nocimiento acerca de cómo se forma el

petróleo, su migración y su acumulación. Las teorías de formación de petróleo consideran elementos

orgánicos e inorgánicos.

Para nuestros propósitos se considera que el petróleo se forma defuentes orgánicas (vida animal y vegetal), mediante procesos de :

DIAGENESIS - Acumulación de materia orgánica CATAGENESIS - Conversión del material orgánico en roca madre.

METAGENESIS - Madurez de la roca madre.

Roca Madre.- Roca generadora o donde se forman los hidrocarburos.

Roca Reservorio. – Roca almacenadora de hidrocarburos.

Procesos de Diagénesis.Son el conjunto de procesos geológicos, físicos y químicos,mediante los cuales un sedimento se transforma en rocasedimentaria.

W. Gonzales M.


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El kerógeno es una materia precursora del petróleo.Tiene del 80 al 90% de materia orgánicaDentro de ella se encuentra una materia en menor cantidad que essoluble en solventes orgánicos y se denomina Bitumen.Tres tipos de kerógeno podemos encontrar:El Kerógeno Tipo I:Es de alto contenido de C/H y de bajo contenido de Oxígeno. Esprocreador de Aceite ó petróleo.El Kerógeno Tipo II y III:

Tienen contenido de C/H regular y de oxígeno también. Sonprocreadores del gas.El Kerógeno Tipo IV:Es aquél que produce carbono, básicamente este es por materiaorgánica continental como plantas terrestres, insectos y otro tipo de

animales, produce carbono y gas.

KERÓGENO


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Influencia del gradiente detemperatura y presión en laformación de hidrocarburos

A mayor profundidad laprobabilidad de encontraryacimientos de gas es mayor.

KerógenoEl Kerógeno es una mezcla decompuestos químicos orgánicos presenteen las rocas sedimentarias..


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ROCAIGNEA

ROCAMETAMORFICA

ROCASEDIMENTARIA

SEDIMENTOS

CICLO DE VIDA DE LAS ROCAS


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Formación de Petróleo y Escala de Tiempo Geológico


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Campo de San AlbertoBloque San Antonio

Tarija - Bolivia

Caracterización, Evaluación y Gestión de Reservorios



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FACTORES QUE AFECTAN A LA MIGRACIÓN DELPETRÓLEO

1. EFECTO DE LAS PROPIEDADES DE LAS ROCAS

Porosidad AbsorciónPermeabilidad Adsorción

Poros y tamaño de granos Cemento intersticial

Presión Capilar Minerales hidratados

Mojabilidad Características de fractura

Good Permeability

Poor Porosity


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Factores que afectan a la migración del petróleo2. EFECTO DE LAS PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Presión y gradiente de presión ViscosidadTemp. y gradiente de Temp. Saturación

Composición del agua Compresibilidad

Tensión superficial Densidad

3. EFECTO DE LAS PROPIEDADES DEL KEROGEN

Cantidad y distribución Absorción de productos

Generación de productos Maduración

GRADIENTES DE PRESIÓN

(dp/dz)w = ρw g = 0,5 (Psi/ft) – Zona Acuífera

(dp/dz)o = ρo g = 0,35 (Psi/ft) – Zona Petrolífera

(dp/dz)g = ρg g = 0,08 (Psi/ft) – Zona Gasífera


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Factores que afectan a la Migración del Petróleo

Precisa de un gradiente de presión y/o un cambio de

volumen. Sin estos factores es posible asociar la migración

a un sistema de drenaje por gravedad.

La migración depende de las propiedades de las rocas y

los fluidos, incluido el movimiento del petróleo en las rocas.

Las propiedades del Kerogen también contribuyen a lamigración.



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Es el cambio producido en la presión por

unidad de profundidad, expresadonormalmente en unidades de psi/pie okPa/m.La presión se incrementa en formapredecible con la profundidad, en lasáreas de presión normal.El gradiente de presión hidrostáticanormal para: El agua dulce es de 0,433 psi/pie

( 9,792 kPa/m) El agua con 100 000 ppm de sólidos

disueltos totales (un agua típica de laCosta del Golfo), es de 0,465 psi/pie(10,516 kPa/m).

Las desviaciones respecto de la presiónnormal se describen como presión alta obaja (presiones anormales).

GRADIENTE DE PRESIÓN


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Régimen de Presión en el Reservorio

z = Profundidad (ft)

p=Presión (psia)

FP GP

Presión de

Formación (OP)Presión

hidrostática

Sobre-Presión Sub-Presión

14,73

FP=Presión de fluido

GP=Presión de granos

Pformación = Pfluido + Pgranos rocosos

Pformación ≈ 22,6 kPa/m = 1 Psi/ft



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GRADIENTE DE TEMPERTURA

Es la tasa de incremento de la temperatura por unidad deprofundidad existente en la Tierra.Si bien el gradiente geotermal varía entre un lugar y otro,oscila entre :

25 y 30 °C/km [15 °F/1000 pies].Los gradientes de temperatura varían ampliamente en laTierra, a veces aumentando de manera considerablealrededor de las áreas volcánicas.

La temperatura de fondo de pozo puede calcularsesumando la temperatura de la superficie al producto de laprofundidad y el gradiente geotérmico.

T= Tsup + Z*G


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Régimen de Temperatura en el Reservorio

Gas (G)

Petróleo (O)

Agua (W)

Z(m)

ContactoAgua-Petróleo (OWC)

ContactoGas-Petróleo (GOC)

Tope deEstructura

T (oC)15 135

4000

500

Gradientes de Temperatura

(dT/dz) ≈ 3/100 (oC/m)

(dT/dz) ≈ 1,7/100 (oF/ft)

RocaImpermeable

T= Z*GTemperatura

Z – ProfundidadG – Gradiente geot´rmico


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Gradiente deTemperatura


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PROPIEDADES FÍSICAS



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Porosidad Total y Efectiva

Porosidad Total32%

Isolado (no efectiva)Porosidad 3%

Conectado (efectiva)Porosidad 29%

Grano


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Porosidad

Es la capacidad que tiene una roca de contener

fluidos.

Para que un yacimiento sea atractivo

comercialmente, deberá tener una porosidad

suficiente para almacenar un volumen apreciablede hidrocarburos.

La porosidad puede expresarse en porcentaje y se

define como:

%100total Volumen

vacioVolumen

Porosidad Mayor

Porosidad Menor


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Porosidad

Porosidad Primaria: Es la porosidad que depende de la uniformidad

y tamaño de grano, forma de empaquetamiento y compactación.

Existe en las rocas desde el momento en que se depositan.

Porosidad Secundaria: Se origina por los procesos de

sedimentación despues de la diagénesis de la roca, debido a la

acción de águas de formación y procesos de fracturamiento y

cementación.

Porosidad Efectiva: Es el espacio poroso intercomunicado, está

relacionada con la conductividad de fluidos. La porosidad efectivaes 5 a 10 % menor que la porosidad total.


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Porosidad

Rango de Porosidad Calificación

0 a 5 Despreciable

5 a 10 Pobre

10 a 15 Regular

> 20 Excelente



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OTROS EMPAQUES GEOMÉTRICOS DE GRAVA


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Porosidad y Modelos de Empaque de Granos


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PRACTICA Nó. 1

A. Investigar : Método de Determinación de Porosidad de DEAN STARK.B. Calcular las porosidades para los otros sistemas mencionados: a. Rombohedral yb. Cúbico con dos tamaños

a. Rombohedral b. Cúbico



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Determinar la Porosidad de :

a) Un empaque cúbico de granos de igual diámetro.Solución:

Sea r el radio de cada grano.El volumen total del cubo que inscribe el grano es:

(2r)

3

= 8r

3

Volumen de cada grano(4/3) π r

3

Luego,

= 47.7%

EJERCICIO NO. 1


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Porosidad Promedio en Formaciones Heterogéneas

Porosidad promedio aritmética

Porosidad promedio vertical

Porosidad promedio superficial

Porosidad promedio volumétrica

Donde:

hi = Espesor de formación

i = Porosidad efectiva de formaciónAi = Area superficial de formación

TEMAPOSTERIOR



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PERMEABILIDAD

Representa la capacidad del medio poroso a conducir fluidos atraves de sus

intersticios. La unidad de permeabilidad fue definina por API en 1935, como Darcy.

Así 0,001 Darcy equivale a un milidarcy.

La permeabilidad K es definida porla ecuación de Darcy:

(q/A) = (K/

) (-dP/dL) Ec.(1)

Donde:

q=Flujo volumétrco (cm3/s)

A= Sección transversal ( cm2)= Viscosidad del Fluido (centipoises)

(-dP/dL) = Caida de presión por unidad de longitud,

(atm/cm)

K= Permeabilidad (Darcys)

Flujo del fluido

Poros conectados significan una buenapermeabilidad de la roca.


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Buena Permeabilidad Mala Permeabilidad

Permeabilidad


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W. Gonzales M.

Permeabilidad


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Permeabilidad

Permeabilidad efectiva(Ko): Es la permeabilidad de de la rocaal paso de un fluido en particular en presencia de otros. Lapermeabilidad efectiva es siempre menor que la absoluta.

Permeabilidad relativa (Kro=Ko/K): Es la razón de lapermeabilidad efectiva y absoluta, se presenta en el flujomultifásico.

Permeabilidad absoluta(K): Es la permeabilidad que una rocapresenta a un fluido, donde la roca se encuentra saturada a un100 % con ese fluido.


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Permeabilidad Efectiva

Rango de Permeabilidad(mD)

Calificación

1 a 15 Pobre a regular

15 a 50 Moderadamente buena

50 a 1000 Muy buena

> 1000 Excelente


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Saturación

Es la fracción del volumen poroso ocupado por un fluido. La

saturación de agua es la fracción o porcentaje del volumen poroso

de la roca que contiene agua de formación.

Saturación de água = Sw

Saturación de hidrocarburos = Sh= (1-Sw)

Saturación de agua irreducible: Es el término utilizado paradescribir la saturación de agua que se encuentra adherida a los

espacios capilares debido a la presión capilar. El agua irreducible

no puede ser producido.


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SATURACIÓN DE FLUIDOS (S)

Representa la fracción de volumen ocupado por un fluido enel volumen poral efectivo de la roca reservorio.

Efectivo Poral Volumen Efectivo Poral Volumenel en PetróleodeVolumenS o

Efectivo Poral Volumen

Efectivo Poral Volumenel en Natural GasdeVolumenS g

Efectivo Poral Volumen

Efectivo Poral Volumenel en AguadeVolumenS w

w g o S S S 1


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Por lo tanto, la saturación de petróleo (So) en un sistema de tres

fases petróleo, gas y agua es:

Consecuentemente:

Sg + So + Sw = 1

Si una fase no está presente, entonces su saturación es cero.

wo g

o

T

o

oV V V

V

V

V S

wo g

g

T

g

g V V V

V

V

V S

wo g

w

T

w

wV V V

V

V

V S


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Caracterización PetrofísicaCampo de San Alberto – Bloque San Antonio - Tarija

ESPESOR NETO Y BRUTO


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ESPESOR NETO Y BRUTO

ESPESOR NETO PRODUCTIVO(NET PAY).

Es la formación que consta de varias capasarenosas y contiene hidrocarburos y definidascomo unidades geológicas y caracterizadas por

variaciones en porosidad, permeabilidad ysaturación de fluidos.

ESPESOR TOTAL (GROSS PAY). Es el espesor total de la formación.Si toda la formación es productiva, el espesor

neto es igual al espesor bruto.

Se debe seleccionar un valor mínimo deporosidad y saturación de hidrocarburo y asíeliminar: las capas arcillosas (con baja

porosidad efectiva), capas con altas saturacionesde agua y capas de baja permeabilidad.

DETERMINACIÓN ESPESORNETO.


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EJERCICIO No. 2

Calcular el espesor neto productivo y la

relación neta/bruta, para un pozo que tiene

datos disponibles de análisis de núcleos como

se muestra a continuación. Se considere que para este reservorio, loslímites establecidos indican que las capas deben

tener una porosidad mayor que 4%,

permeabilidad mayor que 5 md y una

saturación de agua menor a 60 %.

Intervalo( pies )

Porosidad( % )

Permeabilidad ( md )

Sat. deAgua ( % )

2022 -2030 8,3 63 32

2030 -2036 5,4 41 38

2036 -2040 5,2 2 34

2040 -2052 3,6 12 44

2052 -2065 8,8 35 66

Intervalo (pies )

Espesor Neto(Si / No )

Espesor Neto (Pies )

2022 - 2030 Si 8

2030 - 2036 Si 6

2036 - 2040 No 0

2040 - 2052 No 0

2052 - 2065 No 0

Espesor Neto = 14 pies

Espesor bruto = 43 pies(2,022-2,065 = 43 pies)Relación Neto/Bruto = 14/43 =0.33

SOLUCIÓN

RESERVAS CERTIFICADAS DE BOLIVIA l 2013


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Reservas de Petróleo(MM Bls)

Probadas: 211,45

Probables: 72,25

Posibles: 80,37

Reservas de GasBPC(TCF)

Probadas 10,45Probables 3,50

Posibles 4,15

Fuente: Muller & Asociados 2001.

RESERVAS CERTIFICADAS DE BOLIVIA al 2013

Certificadora Internacional

Empresa canadiense Petroleum

Consultants Ltda.GLJ (2013)

Atribución de YPFB: CertificarReservas de HCs mediante una

Certificadora Internacional.

PRODUCTION PROJECT STATUS


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T O T A L P E T R O L E U

M - I N I T I A L L Y - I N - P L A C E

D I S C O V E R E D P E T R O L E U M - I N

I T I A L L Y - I N - P L A C E

S U B - C O M M E R C I A L

U N D I S C O V E R E D

P E T R O L E U M - I N I T I A L L Y - I N - P L A C E

C O M M E R C I A L

On Production

Under Development

Planned for Development

Development Pending

Lead

Play

UNRECOVERABLE

Prospect

PROVED

PROVEDplus

PROBABLE

PROVEDplus

PROBABLE

plusPOSSIBLE

RESERVES

CONTINGENT

RESOURCES

LOW

ESTIMATE

BEST

ESTIMATE

HIGH

ESTIMATE

PROSPECTIVE

RESOURCES

UNRECOVERABLE

P

R O J E C T M A T U R I T Y

L O W E R R I S K

H I G H E R R I S K

RANGE OF UNCERTAINTY

LOWESTIMATE

BESTESTIMATE

HIGHESTIMATE

Development on Hold

Development not Viable

RESERVAS DE

BOLIVIA

P1=10 45 Tcf

P2=3 50 Tcf

P3=4 15 Tcf

La posibilidad detener más reservas

es REAL

RESERVAS PROBADAS DE GAS EN SUDAMÉRICA


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Venezuela195 TCF

Perú

12.71 TCFBolivia

10,5 TCF

Argentina11.76TCF

Brasil16.21TCF

RESERVAS PROBADAS DE GAS EN SUDAMÉRICA

2009

Área Potencial(535.000 Km2)

Área Tradicional

(45.507 Km2

)

ÁREAS HIDROCARBURÍFERAS

AREAS HIDROCARBURIFERAS EN BOLIVIA


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Área Potencial(535.000 Km2)

Área Tradicional(45.507 Km2)

AREAS HIDROCARBURIFERAS EN BOLIVIA


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Pozo h, pies A, acres Ф prom / pozo

1 15 21 28

2 25 20 22

3 28 25 24

4 16 22 28

5 9 28 25

6 24 19 18

7 18 15 27

Total 135 150 172

Ejercicio 3.5.Los siguientes datos fueron determinados sobre la base deinterpretación de perfiles eléctricos, mapas y análisis de núcleos

obtenidos para un reservorio dado.


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Encontrar:

La porosidad promedia ponderada para elreservorio:

a)aritméticamente,b)por el espesor,c) por área,d)por volumen,e) Espesor neto promedio ponderado por el área,f) Volumen poroso del reservorio.


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a. Aritméticamente.

b. Por el espesor.


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c. Por Área.

d. Por volumen


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e. Espesor Neto promedio ponderado por Área

f. Volumen Poroso del Reservorio.

Volumen poroso = 7758 (bl/acre-pie) ( ∑ Φi Ai hi ) /100

= 7758 [ (15)(21)(28) + (25)(20)(22) + (28)(25)(24) +

(16)(22)(28) + (9)(28)(25) + (24)(19)(18) + (18)(15)(27)] /100

= 7758 x 68274 / 100 = 5’300,000 bbl.

15192822252021

)18)(15()24)(19()9)(28()16)(22()28)(25()25)(20()15)(21(

i

ii

Aneto

A

h A

h

pies A

h Ah

i

ii

Aneto 24


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DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN DE ROCA

Para efectuar la evaluación del contenido de hidrocarburos en un reservorio de forma irregular, ladeterminación del volumen puede hacerse utilizando mapas isopáquicos (ver fig. 3.21).

Por analogía, el volumen de un prisma geométrico se puede calcular cuando se conoce la altura ylas bases superior e inferior (Fig, 3.22);

Fig. 3.22 El volumen de roca se calcula como suma de prismas sucesivos


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Este mismo criterio puede aplicarse a un reservorio. Si se conocen las áreas encerradas en doscurvas isopáquicas contiguas (curvas 20 y 30 de Fig. 3.21) y el espesor entre ellas (constantede 10 en la Fig. 3.21), puede determinarse el volumen de esa porción del reservorio.


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El volumen total se obtiene sumando todos los volúmenes parciales. El problema de calcular lasáreas encerradas en las curvas del mapa isopáquico siguiente queda resuelto con el uso de unplanímetro.

Fig. 3.21 Mapa isopáquico: Contorno de líneas que unen puntos de igual altura de arena


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Volumen del Yacimiento

V1

V2

V3

Vn

A1

A2

h1

h2

V1=A1 h1

V2=A2 h2

……...

……...

Vn=An hn

n

i

in R V V V V V V 1

321 ...

Mapa Isópaco


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Uso del Planímetro

El planímetro es un instrumento diseñado para calcularáreas planas que se encuentran encerradas por unacurva. Consiste de un brazo movible en dos direcciones

x-y; el brazo termina en un lente reticulado colocado enun dispositivo que contiene un botón interruptor.

El otro extremo del brazo está conectado al dispositivo querecibe las señales del interruptor y las convierte en

dígitos para el cálculo del área.


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(a)Planímetro mecánico (b) Planímetroelectrónico

El procedimiento consiste en seguir la curva del plano con el lentereticulado y hacer "click" a intervalos regulares hastacompletar la curva. El valor del área se indica en una pequeña

ventana digital.Los planímetros trabajan con una constante de conversión que

representa el valor calculado por el planímetro con relación ala escala real del mapa.


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METODOS PARA CALCULOS DE VOLUMENES DE ROCAS.

1. MétodoTrapezoidal

Consiste en dividir el yacimiento en capas horizontales y cadacapa corresponde al volumen V de un trapezoide, que es unpromedio de dos áreas multiplicado por una altura.Las áreas A, son las calculadas para cada curva estructural, yla altura h es el espesor entre esas dos curvas estructurales adistinta profundidad o simplemente la diferencia de

profundidades.


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Volumen del Yacimiento

V1

V2

V3

Vn

A1

A2

h1

h2

V1=A1 h1

V2=A2 h2

……...

……...

Vn=An hn

n

i

in R V V V V V V 1

321 ...

Mapa Isópaco



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La formula matemática a usar para éste método es:

ΔV = (h/2)(An+An-1)

Donde:

ΔV = volumen parcial de roca

h = espesor entre dos planos horizontalesA = área encerrada por la curva isópaca

n = subíndice que indica valor actual

n-1= subíndice que indica valor anterior


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2. Método PiramidalEntre las ecuaciones más utilizadas para determinar el volumen

aproximado de una zona productora a partir de lecturas deplanímetro está el método piramidal. Consiste en asociar elvolumen de una pirámide truncada con el volumen de laestructura del yacimiento.

))(3(11 nnnn A A A A

h

V


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Donde;Vb = Volumen del reservorio ( acre ft)An = Área encerrada por la línea isópaca inferior

(Acre)An-1 = Área encerrada por la línea isópacasuperior (Acre)h = Intervalo entre dos líneas isópacas (ft)

El volumen total será igual a la suma de losvolúmenes entre todas las líneas isópacas delreservorio.

113 nnnnb A A A AhV



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Criterio de Aplicación de los dos Métodos.

El criterio para aplicar uno u otro método se basa en el valor dela relación de áreas:

An/An-1

Si An/An-1 > 0.5 método trapezoidal.

Si An/An-1 < 0.5 método piramidal.


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• El reservorio Yantata del campo Víbora es un reservorio de

gas condensado.Por medio de un planímetro, se determinaron las áreas del

mapa isopáquico que fue elaborado con referencia al tope dela arena, cuyos resultados se muestran en la tabla adjunta.

Las curvas del mapa corresponden a intérvalos regulares deespesor de 10 metros.

La constante del planímetro utilizado es de 0.00625Km2/U.Plan.

Calcular el volumen de la roca.Docente: Mgr. Ing. Florencia Chugar Laguna


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Solución:


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Solución:

A=lectura planímetro*constante planímetro

A= 1490 U. Plan * 0,00625 km2/U. Plan = 9,3125 Km2

Si An/An-1 es mayor a 0.5, entonces M. T.Si An/An-1 es menor a 0.5, entonces M. P.

Relación: An/An-1 = 6,925/9,3125 = 0,74 > 0.5 M.Trap.

ΔV = (h/2)(An+An-1) ΔV = (10/2)(6.925+9.3125) = 80.89

El volumen total de roca del reservorio es la suma de los volúmenesparciales:

AVt= 260.42 MMm3 = 211127.4 Acre-pié.

(1 Acre-pie = 1233.47 m3)


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Ciclo de Producción de Hodrocarburos

La producción de hidrocarburos de un reservorio va cambiando a lolargo del tiempo, que pueden ser divididos en tres períodos, fase de

crecimiento, fase producción estable y fase de declinación.

q

(MMscfd

)

t (meses)

Fase de

crecimient

o

Fase de

producción

estable

Fase de

declinación

Curva de

declinación

qa

ta

CADENA PRODUCTIVA Y DE VALOR AGREGADOEMPRESA INTEGRADA


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RESERVAS POTENCIAL PRODUCTOS DIVISAS

EXPLORACIÓN PRODUCCIÓNPROCESO (GAS)

REFINACIÓN (OIL)

COMERCIOINTERNACIONAL Y MERCADEO

NACIONAL

FUNCIONES OPERATIVAS

ENCONTRAR PRODUCIÓN PROCESAR/REFINAR VENDER

EMPRESA INTEGRADA

EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN BRUTA DE HIDROCARBUROS


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EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN BRUTA DE HIDROCARBUROS

PRODUCCIÓN BRUTA DE GAS NATURAL E HIDROCARBUROS LÍQUIDOS


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PRODUCCIÓN BRUTA DE GAS NATURAL E HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

PRODUCCIÓN FISCALIZADA DE GAS NATURAL SEGÚN CAMPO


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ENERO - DICIEMBRE 2014

PRODUCCIÓN FISCALIZADA DE GAS NATURAL SEGÚN


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PRODUCCIÓN FISCALIZADA DE GAS NATURAL SEGÚNCAMPO (MMm3/día)


PRODUCCIÓN FISCALIZADA DE GAS NATURAL SEGÚN DEPARTAMENTO


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PRODUCCIÓN FISCALIZADA DE GAS NATURAL SEGÚN DEPARTAMENTOENERO DICIEMBRE 2014


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BALANCE DE GAS NATURALDESTINO DE LA PRODUCCIÓN TOTAL DE GAS NATURAL (MM 3/dí )


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DESTINO DE LA PRODUCCIÓN TOTAL DE GAS NATURAL (MMm3/día)ENERO - DICIEMBRE 2014 B

BALANCE DE GAS NATURAL


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• El 96,73% fue entregado a ducto con

destino al mercado interno y externo(Brasil y Argentina)

• El 1,48% de la producción fuedestinada al uso como combustible enlas instalaciones de los campos de

producción.• Los componentes licuables (GLP y

gasolina natural) presentes en el gasnatural, constituyen el 0,90% de laproducción total.

• El 0,30% fue destinado a la quema y el0,58% al venteo., debido a pruebas deproducción, intervención, terminación depozos.


COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL EN MERCADO INTERNO POR SECTOR ENERO - DICIEMBRE 2014


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VOLÚMENES DIARIOS DE EXPORTACIÓN DE GAS NATURALENERO DICIEMBRE 2014


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PRECIO PONDERADO DE VENTA DE GAS NATURAL AL BRASILCONTRATO (GSA) YPFB PETROBRAS ($US/MMBt )


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CONTRATO (GSA): YPFB - PETROBRAS ($US/MMBtu)

PRECIO DE VENTA DE GAS NATURAL A LA ARGENTINACONTRATO YPFB - ENARSA ($US/MMBtu)


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CONTRATO YPFB - ENARSA ($US/MMBtu)


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TRABAJO INVESTIGACIÓN N0.1

1. Producción de Hidrocarburos Líquidos (petróleo,condensado y Gasolina Natural): Gestión 2014 Primer Trimestre – Gestión 2015

2. Fuente: www.ypfb.gob.bo 3. Fecha de Entrega: 31-agosto-2015

PRODUCCIÓN BRUTA Y FISCALIZADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO YGASOLINA NATURAL (MBbl/día): TOTAL POR CAMPO Y

POR DEPARTAMENTO

CADENA DE LA INDUSTRIA PETROLERA

http://www.ypfb.gob.bo/http://www.ypfb.gob.bo/


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UPSTREAM (aguas arriba): Comprende las actividades de Exploración y Producción (Explotación).

EXPLORACIÓN: Actividad orientada a la búsqueda de reservas de petróleo y gas.EXPLOTACIÓN: Actividad orientada a extraer y entregar petróleo y gas a Downstream de la industria.

DOWNSTREAM (aguas abajo): Comprende plantas de proceso, transporte, comercialización ydistribución de hidrocarburos.

CADENA DE LA INDUSTRIA DE HIDROCARBUROS


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Consumidor

Final

UPSTREAM DOWNSTREAM

Gas MI y ME(export)

PetróleoRefinerías

Planta de Almacenaje

Planta de Proceso

Perforación

Producción

The petroleum production is definitely the heart of the petroleum industry



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P t i l ió d t di


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Posterior a conclusión de estudiosgeológicos y de exploración,perforación y completación del

pozo, el mismo entra en etapa deingeniería de producción: Preparar, organizar y controlar

los trabajos de extracción delhidrocarburo a superficie,almacenamiento y transporte

de hidrocarburo. Los fluidos de un yacimiento

(gas, petróleo y agua) entrana los pozos impulsados por lapresión a los que estánconfinados en el mismo.

Producción Natural

Artificial

(BM, ESP, BH, GL, BCP,)

Pozo

Surgente Ahogado

Si: Presión

Suficiente Insuficiente

El proceso de producción de pozos petrolíferos y gasíferos, se define como el flujo


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.

controlado de la mezcla de fluidos de gas-petróleo-agua, gas-petróleo, gasnatural seco, gas natural húmedo ó condensado, originado desde las formaciones óreservorios hasta fondo de pozo, y de éste hasta la superficie, generado por la

presión del reservorio. .

= =


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Formado por el yacimiento, lacompletación del pozo y

facilidades de superficie, loscuales son:

1. Roca reservorio

2. Tubería de Producción

3. Líneas de recolección defluídos

4. Separadores de fluidos (gas,petróleo, agua) y adecuacióndel gas.

5. Proceso y Adecuación(deshidratación) del gas y(estabilización) del petróleo.

6. Transporte por oleoductos aRefinerías (petróleo) ygasoductos (gas) al MercadoInterno y Externo.

7. Terminal de embarque deCrudo y sus derivados.

CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN


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W. Gonzales M.

Entender el proceso de producción ymigración y del fluido a través del medioporoso de la roca reservorio hasta el pozo, ydel mismo hasta la superficie, para ser tratadoy transportado, en el marco de una estrategiade gestión de explotación óptima delyacimiento.

OBJETIVO GENERAL

Ciclo de Producción de HidrocarburosEl hidrocarburo se produce gracias a la expansión de los fluidos y de la roca reservorio


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La producción de hidrocarburos de un reservorio va cambiando a lo

largo del tiempo, que pueden ser divididos en tres períodos, fase de

crecimiento, fase producción estable y fase de declinación.

q

(MMscfd

)

t (meses)

Fase de

crecimien

to

Fase de

producción

estable

Fase de

declinación

Curva de

declinación

qa

ta

El hidrocarburo se produce gracias a la expansión de los fluidos y de la roca reservorio.Se expanden ocupando el lugar dejado por los hidrocarburos, debido a sucompresibilidad y disminución de la presión a medida que se produce o explota.


PRODUCCION PETROLERA


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SURGENCIA NATURALFluyen por los Mecanismos de Empuje natural

SURGENCIA ARTIFICIALBombeo Mecánico, Gas Lift, Bombeo Electro-sumergible, Bombeo por Cavidad Progresiva,

inyección de agua, inyección de gas, inyección devapor, inyección de químicos (surfactantes, álcali,

polímeros, etc).

CLASIFICACIÓN POR ENERGÍA(Presión) DE SURGENCIA

CLASIFICACIÓN POR ETAPA DEPRODUCCIÓN

RECUPERACIÓN PRIMARIAMecanismos de empuje natural, Bombeo Mecánico, GasLift, Bombeo Electro-sumergible, Bombeo por Cavidad

Progresiva

RECUPERACIÓN SECUNDARIAInyección de agua y gas, estimulación de pozo,

fracturamiento hidraùlico, acidificación

RECUPERACIÓN TERCIARIA ÓMEJORADA (EOR)

Procesos térmicos, procesos químicos, procesos dedesplazamiento miscible


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MECANISMOS DE EMPUJE/SURGENCIA NATURAL


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La energía natural del reservorio (PR) proviene de la presión de la formación

ejercida sobre los fluidos cuando se perfora un pozo. El fondo del pozo

representa la zona de menor presión (Pwf

) y los fluidos de la roca reservorio

tienden a fluir hacia el pozo debido a la presión o energía natural PR .

Gas (G)

Petróleo (O)

Agua (W)

z

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

Radio deMigración

(r e)

Radio dePozo (r w)

PR = Presión de reservorio

Pwf = Presión de fondo de pozo

Pf = Presión de surgencia

Pwh = Presión de cabeza de pozo

Ps = Presión en línea de recolección

PR > Pwf > Pf > Pwh > Ps

Mecanismos de Empuje en un Reservorio


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El flujo de fluidos se produce porque actúan distintos mecanismos de empuje en

las rocas reservorio adyacentes a los pozos y condiciona la capacidad de flujo o

producción.

Gas (G)

Petróleo (O)

Agua (W)

z

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

Radio deMigración

(r e)

Radio dePozo (r w)

Mecanismo de empuje por gas

disuelto en el petróleo

Mecanismo por gas libre (casquetede gas)

Mecanismo por empuje de agua

Mecanismo por segregación

gravitacional

Mecanismos de empuje combinado

Mecanismos de Empuje por Gas DisueltoRESERVORIOS CON EMPUJE POR GAS DISUELTO


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Petróleo (O)

Agua (W)

z

PR Pwf

Pf

Pwh

Ps

RESERVORIOS CON EMPUJE POR GAS DISUELTO

(DISOLVED GAS DRIVE)

CARACTERISTICAS TENDENCIAS

1. Presión del reservorio Declina rápidamente

2. GOR Primero baja, luego

sube y finalmente cae

3. Producción de agua Ninguna

4. Comportamiento del pozo Requiere de bombeo

5. Recuperación esperada 5 a 30 % del petróleo

* Principal mecanismo de empuje para casi1/3 de todos los reservorios de petróleodel mundo.* No existe capa de gas o Empuje porAgua.


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Condición Estándar del Gas NaturalCondición de Almacenamiento del Petróleo

Son condiciones de presión y temperatura establecidas en contrato ypueden estar reguladas en un país o en un estado.

Estas condiciones son conocidas como condiciones estandard ó

“condiciones normales”. Algunas veces son consideradas comocondiciones base.Psc = 14,65 psia ó 14,73 psiaTsc = 60 oF

Los volúmenes de gas medido en estas condiciones puede estar

expresado en:Scf = Pies Cúbicos Normales (Standard Cubic Foot)m3N= Metros Cúbicos NormalesSTB = bbl = Barriles a Condición de Almacenamiento (Stock Tank Barrel)

RELACIÓN GAS-PETROLEO (RGP)GAS OIL RATIO (GOR)


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La relación Gas - Oil inicial (Gas Oil Ratio) indica cuánto de gas hay por cada barril decrudo, todo en condiciones estándar : 60 ºF y 14,73 psi.

El volumen del gas se mide en pies cúbicos estándar (SCF).El crudo se mide en barriles en tanque de almacenamiento (STB).

MECANISMO DE EMPUJE POR GAS DISUELTO


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Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del punto de burbuja, la producciónadicional causará que esta decline por debajo del punto de burbuja con la consiguiente

formación del gas libre en el reservorio.La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de 5 a 30% del petróleo original en-sitio (POES). Los factores que tienden a favorecer una altarecuperación incluyen alta gravedad API del crudo (baja viscosidad), alto GOR de solucióny homogeneidad de la formación.

)/(tantan

STB scf dard es scondicioneaentoalmacenamidequeal entrando petróleodeVolumen

petróleoel endisuelto gasdeVolumen R s

SOLUBILIDAD DEL GAS.(Rs) se define como el volumen de gas disuelto (medido en pies cúbicosestándar) en un barril de tanque de almacenaje de petróleo crudo a cierta presión y temperaturastandard.

Es una función muy dependiente de la presión, temperatura, gravedad API y gravedaddel gas.Para la existencia del gas y petróleo crudo a T = Ctte, la solubilidad Rs aumenta con lapresión hasta alcanzar la presión de saturación (presión del punto de burbuja Pb).En este punto todos los gases disponibles se disuelven en el petróleo y la solubilidad del

gas alcanza su máximo valor.

Propiedades de Petróleo NegroSolubilidad del Gas (R )


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Solubilidad del Gas (Rs)

dard es scondicioneaentoalmacenamidequeal entrando petróleodeVolumen

petróleoel endisuelto gasdeVolumen R s

tantan

Pb

R sb

0.0

Presión del reservorio PR , psig

0.0

R s (sfc/STB)

PR

Es una función muy dependiente de la presión, temperatura, gravedad API y gravedad del gas.Para la existencia del gas y petróleo crudo a T = Ctte, la solubilidad Rs aumenta con la presión hastaalcanzar la presión de saturación (presión del punto de burbuja Pb).En este punto todos los gases disponibles se disuelven en el petróleo y la solubilidad del gas alcanza su

máximo valor

R s

• Es la masa de una unidad devolumen del petróleo a una presión


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volumen del petróleo a una presióny temperatura específicas

• ρo=

3

Densidad

• Es la relación de la densidad del

petróleo a la del agua.• Ambas densidades se miden a 60oF y presión atmosférica.

• =ρo

ρ

;

GravedadEspecífica

Donde:ρo = Densidad del petróleo, lb/ft

3

ρw = Densidad del agua, lb/ft3

ρw = 62.4 lb/ft3

5.1315.141

o

o API

Donde:γo es la gravedad específica del petróleo (agua = 1).La gravedad API de petróleo:

* 47 grados API para el petróleo más liviano;* 10 grados API para los más pesados asfálticos.


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Crudo Livianoó Ligero

• >31.1 °API

Crudo Medio óMediano

• 22,3 - 31,1°API

Crudo Pesado

• 10 - 22,3 °API.

CrudoExtrapesado

• < 10 °API

API-American Petroleum Institute clasifica el petróleo en:"liviano", "mediano", "pesado" y "extrapesado":

Gravedad API es una medida de densidad que describe cuán pesado oliviano es el petróleo comparándolo con el agua

Mecanismos de Empuje por Gas Libre

http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leohttp://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo


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Gas (G)

Petróleo (O)

Agua (W)

z

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

Radio deMigración

(r e)

Radio dePozo (r w)

RESERVORIOS CON EMPUJE POR GAS LIBRE(CASQUETE DE GAS – GAS CAP DRIVE)


1. Presión del reservorio Cae lenta, pero

continuamente

2. GOR Sube continuamente

3. Producción de agua Ausente o despreciable

4. Comportamiento del pozo Fluyen por mucho tiempo

5. Recuperación esperada 20 a 50% del petróleo.

MECANISMO DE GAS LIBRE (CASQUETE DE GAS)


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Para este tipo de reservorios se considera que la presión inicial del reservorio es

exactamente igual a la presión del punto de burbuja. Esto ocurre debido a que en eltranscurso del tiempo geológico, debe existir el equilibrio entre el petróleo y el gas.

Con la capa de gas, el petróleo esta manteniendo la máxima cantidad de gas ensolución. A medida que la presión del reservorio se reduce (por efecto de la producción),la capa de gas se expande causando un desplazamiento inmiscible del petróleo.

La eficiencia de recuperación promedio para un reservorio con capa de gas es del ordende 20 a 40 % del petróleo original en sitio.

Las características de reservorio que originan que la expansión de una capa de gasrecupere mas petróleo son:

(a) Baja viscosidad del petróleo.(b) Alta gravedad API del petróleo(c) Alta permeabilidad de la formación(d) Altorelieve estructural.(e) Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas

( )

Mecanismos de Empuje por Agua


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Petróleo

(O)

Agua (W)

PR Pwf

Pf

Pwh

Ps

RESERVORIOS CON EMPUJE DE AGUA

(Water Drive)


1. Presión del reservorio Disminuye la declinación

A mayor altura mejor.

2. GOR Se mantiene baja

3. Producción de agua Empieza temprano y se

Incrementa apreciablemente

4. Comportamiento del pozo Flujo de petróleo continuo

5. Recuperación esperada Importante en yacimientos

con empuje de agua, 60%

ACUIFERA ACTIVATiende a introducirse al

reservorio.

h

En este tipo de reservorio no existe capa de gas, por lo tanto la presión inicial es mayor

MECANISMO DE EMPUJE POR AGUA


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p p g , p p yque la presión del punto de burbuja ( >= ). Cuando la presión se reduce debido ala producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo (CAP).

De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medio poroso, el acuíferoreacciona haciendo que el agua contenida en él, invada al reservorio de petróleooriginando Intrusión o Influjo, lo cual no solamente ayuda a mantener la presión, sino quepermite un desplazamiento inmiscible (no se mezcla) del petróleo que se encuentra en la

parte invadida.La Intrusión ocurre debido a:

(a) Apreciable expansión del agua del acuífero.(b) El agua que rodea al reservorio de petróleo está en contacto con agua provenientede la superficie. Entonces, puede existir empuje de fondo ó empuje lateral.

Indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua:(a) El hidrocarburo (petróleo o gas) está rodeado por agua.(b) Debe existir suficiente permeabilidad para permitir el movimiento del agua (por lo

menos50md).(c) A medida que el tiempo transcurre, la producción de agua se incrementa.

Mecanismos de Empuje Combinado


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Gas (G)

Petróleo (O)

Agua (W)

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

Radio deMigración

(r e)

Radio dePozo (r w)

RESERVORIOS CON EMPUJE POR GAS LIBRE(CASQUETE DE GAS), GAS DISUELTO,

EMPUJE DE AGUA.


1. Presión del reservorio Cae lentamente

2. GOR Sube muy lentamente

3. Producción de agua Despreciable

4. Comportamiento del pozo Fluyen por mucho tiempo

5. Recuperación esperada 40 a 50 % del petróleo.

Representa la fracción de volumen recuperable del fluido

FACTOR DE RECUPERACIÓN


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Representa la fracción de volumen recuperable del fluido contenido en el volumen poral efectivo de la roca reservorio.

)(

)(Re/

inSituYacimientoel en PetróleodeVolumen

producidocuperable PetróleodeVolumen N Np F Ro

)(

(Re/

inSituYacimientoel en Natural GasdeVolumen

pruducidocuperable Nat GasdeVolumenGGp F Rg

)(

)(Re/

inSituYacimientoen AguadeVolumen

producidocuperable AguadeVolumenW Wp F Rw

F o = 30 % a 60 %

F g = 50 % a 90 %

F w = 20 % a 70 %

FR es el factor de Recuperación, que indica qué parte del petróleo original in Situpuede ser recuperado. Sus valores varían entre: 0 = 0% (no se recupera hidrocarburos) y 1= 100% (se recupera la totalidad del petróleo original).


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El Petróleo recuperable de un Reservorio Np, será una fracción

del Petróleo Original in Situ, como se expresa en la siguienteecuación:

)()1(

* STB B

S V

B

S h A FR N Np

oi

wco

oi

oo

FR B

S V Npoi

wco *)1(


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METODO VOLUMÉTRICO


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En la vida real, no todo petróleo técnicamente puede ser removilizado hacia la superficie, dependede:

El Factor de Recuperación, Método de producción,

Eficiencia del desplazamiento y

Manejo de los reservorios.

= −

*100%

=

*100% = =

*100%

La cantidad restante del hidrocarburo, permanecerá como un residuo en el reservorio, llamadareserva remanente.

Petróleo: 30 - 50%Gas: 50- 70%OOIP POIS

Donde:Np= (OOIP- Na) Reserva remanenteNp – Volúmenes producidos a la fecha (Bbls)OOIP = N = Original Oil in PlacePOES = N = Petróleo Original en Sitio

FACTOR DE RECUPERACION EN UN RESERVORIO DE GAS

METODO VOLUMÉTRICO


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El factor de recuperación (FR) está definido por:

G = Volumen de Gas Original en Sitio (scf)G = OGIP (Original Gas in Place)

Ga = Volumen de gas a la presión de abandono (scf)

El mismo puede ser expresado en función de los factores volumétricos inicial,Bgi , y el de abandono, Bga .

%100

G

GG F a R g

gi

ga gi

R

B

B B

F g 1

11


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Extracción ordenada y planificada dehidrocarburos del subsuelo .

Protección del pozo, evitar sutaponamiento por arena y esquistos.

Protección ambiental de la superficie yacuíferos cercanos al pozo

Mantenimiento de las presiones y flujosde producción a niveles seguros,

Separación de fluidos (gas, petróleo,agua).

Mantenimiento del yacimiento:• Aplicación de técnicas de bombeo artificial• Aplicación de múltiples técnicas de

recuperación secundaria y terciaria.

Rod Pump


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tema 1-migración fluidos a pozos-up 1

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