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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERA EN GEOLOGA, MINAS, PETRLEOS Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERA DE PETRLEOS
METODOLOGA PARA LA IDENTIFICACIN DE DAOS DE FORMACIN
BASADOS EN ANLISIS DE PRODUCCIN, PRESIN Y DATOS DE LABORATORIO
DEL CAMPO COLIBR, OCTUBRE 2013
EDGAR SANTIAGO CORDERO ESPINOSA
Trabajo de Grado presentado para optar el Ttulo de Ingeniero en Petrleos
TUTOR:
ING. PATRICIO IZURIETA
Quito, Octubre 2013
ii
DEDICATORIA
A Dios quien me ha dado amor, sabidura, inteligencia, vida e iluminado mi camino da a da
durante mi vida estudiantil para llegar a ser un buen profesional. A la Virgencita del Quinche
quien nunca me ha abandonado y ha intercedido por m cuando ms lo necesitaba.
A mi madre Amada Espinosa por el apoyo incondicional que fue para m durante toda mi vida
estudiantil. Mi madre quien siempre me motiv a levantarme y continuar luchando cuando me
senta derrotado, gracias madre por brindarme tu amor y darme una carrera, todo esto te lo debo
a ti.
A mi padre y amigo Edgar Cordero porque de una forma u otra siempre estuvo ah en momentos
difciles, formando parte de mi desarrollo como persona y profesional.
A mis amigos con los que compartimos grandes momentos en nuestra formacin profesional y
siempre nos hemos apoyado mutuamente para conseguir nuestros objetivos de vida y
profesionales.
iii
AGRADECIMIENTOS
A cada una de las personas que conforman la Carrera de Ingeniera de Petrleos de la Facultad
de Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y Ambiental de la Gloriosa Universidad Central del
Ecuador, en especial a los profesores que demuestran que el arte de la Docencia se la lleva en el
alma y en el corazn, a cada uno de mis compaeros y amigos que con su apoyo y aliento
contribuyeron a que culmine mi proyecto.
A la Compaa Schlumberger Surenco S.A. por confiar en jvenes proactivos y ambiciosos de
superacin de las principales universidades del pas.
Al Consorcio Shushufindi por acogerme el tiempo que dur el desarrollo de mi tesis y por el
apoyo incondicional de todos los profesionales que laboran en dicha institucin.
iv
AUTORIZACIN DEL AUTOR
Yo, EDGAR SANTIAGO CORDERO ESPINOSA, en calidad de autor de la tesis realizada sobre:
METODOLOGA PARA LA IDENTIFICACIN DE DAOS DE FORMACIN BASADOS
EN ANLISIS DE PRODUCCIN, PRESIN Y DATOS DE LABORATORIO DEL CAMPO
COLIBR, por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso
de todos los contenidos que me pertenecen o de parte de los que contienen esta obra, con fines
estrictamente acadmicos o de investigacin.
Los derechos que como autor me corresponden, con excepcin de la presente autorizacin,
seguirn vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artculos 5, 6 ,8 ,19 y dems
pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su Reglamento.
Quito, a 14 de Octubre de 2013
FIRMA
C.C. 171998858-4
v
INFORME DE APROBACIN DEL TUTOR
En mi carcter de Tutor de Grado, presentado por el seor EDGAR SANTIAGO CORDERO
ESPINOSA para optar el Ttulo o Grado de Ingeniero en Petrleos cuyo ttulo es
METODOLOGA PARA LA IDENTIFICACIN DE DAOS DE FORMACIN
BASADOS EN ANLISIS DE PRODUCCIN, PRESIN Y DATOS DE LABORATORIO
DEL CAMPO COLIBR, considero que dicho trabajo rene los requisitos y mritos suficientes
para ser sometido a la presentacin pblica y evaluacin por parte del jurado examinador que se
designe
En la ciudad de Quito a los 14 das del mes de Octubre del 2013
vi
INFORME DE APROBACIN DEL TRIBUNAL
El tribunal constituido por: Ing. Gustavo Pinto, Ing. Ivn Bedoya, Ing. Nelson Suquilanda
DECLARAN
Que la presente tesis denominada: METODOLOGA PARA LA IDENTIFICACIN DE
DAOS DE FORMACIN BASADOS EN ANLISIS DE PRODUCCIN, PRESIN Y
DATOS DE LABORATORIO DEL CAMPO COLIBR, ha sido elaborada ntegramente por
el seor Edgar Santiago Cordero Espinosa, egresado de la Carrera de Ingeniera de Petrleos, ha
sido revisada y verificada, dando fe de la originalidad del presente trabajo.
Ha emitido el siguiente veredicto: Se ha aprobado el Proyecto de Tesis para su Defensa Oral.
En la ciudad de Quito a los 14 das del mes de Octubre del 2013
vii
NDICE GENERAL
Pg.
SIGLAS Y ABREVIATURAS......................................x
RESUMEN DOCUMENTAL..........................................xii
INTRODUCCIN..................1
CAPTULO I GENERALIDADES
Planteamiento y formulacin del problema ....................................................................................... 3
Hiptesis ............................................................................................................................... 4
Objetivos ............................................................................................................................... 4
Objetivo General ................................................................................................................... 4
Objetivos Especficos ............................................................................................................ 4
Justificacin .......................................................................................................................... 5
MARCO INSTITUCIONAL ............................................................................................................. 6
MARCO LEGAL...................................................................................................................6
MARCO TICO.....................7
MARCO REFERENCIAL ................................................................................................................. 8
CAPTULO II DISEO METODOLGICO
TIPO DE ESTUDIO .......................................................................................................................... 9
UNIVERSO Y MUESTRA ............................................................................................................... 9
TCNICA ......................................................................................................................................... 9
SOFTWARES.................................................................................................................................. 10
OFM ................................................................................................................................................. 10
SAPHIR ........................................................................................................................................... 10
PIPESIM .......................................................................................................................................... 11
EXCEL ............................................................................................................................................ 11
CAPTULO III MARCO TERICO
DESCRIPCIN DEL CAMPO COLIBR ...................................................................................... 12
Resea Histrica ................................................................................................................. 12
Ubicacin Geogrfica ......................................................................................................... 13
Aspectos Geolgicos Generales .......................................................................................... 14
Estado Actual del Campo Colibr ....................................................................................... 18
Historial de Produccin ....................................................................................................... 19
CONCEPTOS GENERALES .......................................................................................................... 23
Areniscas ............................................................................................................................. 23
Porosidad ............................................................................................................................ 26
viii
Permeabilidad ..................................................................................................................... 30
Relacin entre la Porosidad y Permeabilidad ..................................................................... 37
Mojabilidad ......................................................................................................................... 39
Saturacin ........................................................................................................................... 42
Presin Capilar .................................................................................................................... 43
Pruebas de Restauracin de Build Up ................................................................................. 45
BASE TERICA DE ANLISIS DE LABORATORIO ............................................................... 50
Anlisis PVT ....................................................................................................................... 50
Anlisis SARA .................................................................................................................... 52
Anlisis de Ncleos ............................................................................................................. 54
Difraccin de Rayos X ........................................................................................................ 57
MECANISMOS DE PRODUCCIN DE HIDROCARBUROS .................................................... 58
Empuje Hidrulico .............................................................................................................. 58
Empuje por Gas en Solucin ............................................................................................... 59
Empuje por Capa de Gas ..................................................................................................... 60
Expansin de la Roca y Fluidos .......................................................................................... 61
DAO DE FORMACIN .............................................................................................................. 62
Anlisis Cuantitativo del Dao de Formacin .................................................................... 62
Pseudodao ......................................................................................................................... 64
Pseudodao y Configuracin de Pozo ................................................................................ 65
Pseudodao y Condiciones de Produccin ......................................................................... 65
ORIGEN DEL DAO DE FORMACIN ...................................................................................... 66
Dao por Perforacin ......................................................................................................... 66
Dao por Cementacin ....................................................................................................... 67
Dao por Caoneo o Punzado ............................................................................................. 68
Dao por Fluidos de Completacin .................................................................................... 78
Dao en Pozos Inyectores. .................................................................................................. 69
Dao durante la Produccin ................................................................................................ 69
CAUSAS DEL DAO DE FORMACIN ..................................................................................... 70
Hinchamiento de Arcillas ................................................................................................... 71
Invasin de Slidos ............................................................................................................. 72
Bloqueo por Emulsin ........................................................................................................ 73
Cambios de Mojabilidad ..................................................................................................... 74
Bloqueos por Agua ............................................................................................................. 75
Depsitos Orgnicos ........................................................................................................... 76
Depsitos Inorgnicos ......................................................................................................... 78
Depsitos Mixtos ................................................................................................................ 79
ix
CAPTULO IV ANLISIS E INTERPRETACIN DE DATOS
METODOLOGA PARA LA IDENTIFICACIN DE DAO DE FORMACIN ....................... 80
Anlisis mineralgico de la roca (Reportes de Laboratorio) ............................................. 80
Anlisis de los fluidos (Agua, Gas Petrleo) ...................................................................... 85
Anlisis de Produccin ....................................................................................................... 99
Modelamiento de la Productividad (Produccin y Presin) ............................................... 99
ndice de Heterogeneidad ................................................................................................. 108
Mapas de Dao de Formacin .......................................................................................... 119
Datos de Produccin y Seleccin de Pozos ...................................................................... 113
Resultados ......................................................................................................................... 114
Observaciones .................................................................................................................. 115
CAPTULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Conclusiones .................................................................................................................................. 118
Recomendaciones .......................................................................................................................... 120
CAPTULO VI REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS
Bibliografa .................................................................................................................................... 121
Web-Grafa .................................................................................................................................... 123
CAPTULO VII
ANEXOS ....................................................................................................................................... 124
LISTAS DE TABLAS ................................................................................................................... 127
LISTAS DE GRFICOS ............................................................................................................... 128
x
SIGLAS Y ABREVIATURAS
API: American Petroleum Institute
BAPD: Barriles de agua por da
BFPD: Barriles de fluido por da
BPPD: Barriles de petrleo por da
BES: Bombeo Electro sumergible
Bo: Factor Volumtrico del Petrleo
Boi: Factor Volumtrico Inicial del Petrleo
BSW: Sedimentos bsicos y agua
BUP: Prueba de Presin
DST: Drill Stem Test
GL: Gas Lift
h: Altura
IAFR: Infinite Active Radial Flow
IP: ndice de Productividad
IPR: Inflow Performance Relationship
K: Permeabilidad
P: Presin
Pb: Presin de Burbuja
Pr: Presin de Reservorio
POES: Petrleo original en sitio
Pwf: Presin de fondo fluyente
Pwh: Presin de cabeza del pozo
Py: Presin de Yacimiento
Qf: Caudal Final
RAP: Relacin Agua-Petrleo
RGP: Relacin Gas-Petrleo
re: Radio de drenaje
rw: Radio del pozo
S: Saturacin
So: Saturacin de Petrleo
Sw: Saturacin de Agua
Sg: Saturacin de Gas
SI: ndice de Saturacin
SSkin: Factor de Dao Skin
TDS: Slidos Disueltos Totales
xi
TTP: Tiros por pie
Twh: Temperatura de la cabeza del pozo
Twf: Temperatura de fondo fluyente
Ty: Temperatura de Yacimiento
USBM: ndice de Mojabilidad
: Viscosidad
: Porosidad
xii
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERA DE GEOLOGA, MINAS, PETRLEOS Y AMBIENTAL
CARRERA DE PETRLEOS
Autor: Edgar Santiago Cordero Espinosa
Tutor: Ing. Patricio Izurieta
Fecha: Octubre 2013
RESUMEN DOCUMENTAL
Tesis sobre: Metodologa para la Identificacin de Daos de Formacin basados en Anlisis de
Produccin, Presin y Datos de Laboratorio.
Objetivo general: Definir la metodologa ms ptima para identificar los daos de formacin
mediante el anlisis del historial de produccin, presin y datos de laboratorio que se encuentren
disponibles. Problema: Encontrar la metodologa ms optima para identificar el dao de
formacin para el campo Colibr. Hiptesis: La produccin de petrleo en el campo Colibr puede
ser incrementada mediante la correcta identificacin del dao de formacin. Marco referencial:
El campo Colibr se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbos, en 1972 empez a producir
comercialmente hidrocarburos. Es uno de los mejores campos del Ecuador y ha llegado a un
mximo de produccin de 100 000 BPPD. Marco terico: Ubicacin, aspectos geolgicos, estado
actual del campo, historial de produccin, base terica de anlisis de laboratorio, mecanismos de
produccin, dao de formacin, origen del dao de formacin, causas del dao de formacin.
Marco metodolgico: Identificacin de los pozos a estudiar, Anlisis y recoleccin de datos de
Produccin, Presin y reportes de Laboratorio, Metodologa para identificar el dao de formacin,
aplicacin de la metodologa para los 5 Pozos. Conclusin general: La metodologa aplicada en el
campo Colibr ofrece un alto grado de confiabilidad para la identificacin de dao de formacin en
los 5 pozos seleccionados, adems puede ser usada de forma total o parcial en la identificacin de
dao de formacin en otros campos.
Recomendacin general: Se recomienda llevar a cabo una campaa de limpieza con cido y
antiescala para pozos con alto contenido de escala antes de llegar a la criticidad.
DESCRIPTORES:
< ANLISIS DE AGUA DE FORMACIN>
CATEGORAS TEMTICAS:
xiii
SUMMARY
Thesis about: "Methodology for the Identification of Formation Damage based in Production
Analysis, Pressure and Laboratory Data".
Objective: Define the optimal methodology to identify formation damage by analyzing the history
production, pressure and laboratory data that are available. Problem: Find the optimal
methodology to identify formation damage for Colibr field. Hypothesis: Oil production in the
Colibr field can be increased by proper identification of formation damage. Referential
Framework: The Colibr field is located in the province of Sucumbos, in 1972 began producing
oil commercially. It is one of the best fields of Ecuador and has reached a peak production of
100,000 BOPD. Theoretical Framework: Location, geological aspects, current state of the field,
production history, theoretical basis of laboratory analysis, production mechanisms, formation
damage, formation damage origin, causes of formation damage. Methodological framework:
Identification of wells for study, analysis and recollection of production data, Pressure and
Laboratory reports, Methodology to identify formation damage, application of the methodology for
the 5 wells. General Conclusion: The methodology applied in the Colibr field offers a high
degree of reliability for the identification of formation damage in the 5 selected wells also can be
used in whole or in part in the formation damage identification in other fields. General
Recommendation: It is recommended to conduct a cleanup campaign with antiescala and acid
for wells with high content of scale before reaching criticality.
WORDS: < WATER
ANALYSIS FORMATION> < MINERALOGY OF ROCK>
SUBJECT CATEGORIES:
1
INTRODUCCIN
En Ecuador el petrleo es la principal fuente de ingreso econmico del pas, por lo que cualquier
trabajo destinado a recuperar o incrementar la productividad de los pozos es significativo y
primordial para su desarrollo.
El mercado mundial del petrleo se ha caracterizado por la fuerte competencia. En este sentido, las
empresas lderes en la exploracin y extraccin de hidrocarburos buscan reducir sus costos a partir
de incrementar su eficiencia operativa, y se concentran en mejorar sus tecnologas aplicando
tcnicas como reacondicionamiento (Workover) para obtener una mejor produccin de petrleo. El
dao de formacin se produce por incompatibilidad de fluidos, invasin de slidos, migracin de
finos, actividad biolgica e incompatibilidad roca-fluido.
El objetivo del presente proyecto es establecer una metodologa para la identificacin de daos de
formacin basados en anlisis de produccin, presin y datos de laboratorio, para minimizar la
disminucin de produccin que origina este fenmeno, generando aportes significativos,
conclusiones y recomendaciones que apunten a un mejor aprovechamiento de los recursos
invertidos. El trabajo de grado se ha desarrollado en cada captulo de la siguiente forma.
En el Captulo I se plantea y delimita el problema, se desarrolla la hiptesis, el objetivo general y
los especficos, la justificacin, marco institucional, marco legal, marco tico de la empresa y
marco referencial donde se desarrolla una descripcin detallada del dao de formacin.
En el Captulo II se establece el tipo de estudio, la muestra y universo, el mtodo, tcnicas y
programas, la recoleccin de datos y el procesamiento.
En el Captulo III se desarrolla el marco terico con una descripcin detallada de las generalidades
del Campo a estudiar, conceptos fundamentales del yacimiento, tipos de daos de formacin y la
influencia que estos tienen en las prdidas de produccin.
En el Captulo IV se aplica la metodologa de trabajo, la cual establece los lineamientos a seguir,
tcnicas y herramientas utilizadas para efectuar los objetivos, tambin se desarrolla el anlisis y la
interpretacin de datos recopilados. Adems se discuten los resultados obtenidos al aplicar la
metodologa planteada en el campo Colibr con el fin de que sirvan como guas para
documentar el proceso a seguir.
En el Captulo V se presentan las conclusiones y recomendaciones obtenidas del desarrollo de este
proyecto de tesis, las cuales hacen referencia a los pozos seleccionados como muestra y a la
evaluacin del modelo aplicado por Oddo-Tomson para la identificacin de dao de formacin.
2
En el Captulo VI se detallan las fuentes bibliogrficas y web-grficas citadas y mencionadas para
el desarrollo del proyecto, las mismas que sustentan la investigacin.
En el Captulo VII se detallan la lista de tablas, grficos y anexos donde constan todos los
instrumentos de la investigacin, procedimientos y materiales adicionales para el desarrollo del
proyecto, proporcionando mayor sustento a la investigacin.
3
CAPTULO I
GENERALIDADES
PLANTEAMIENTO Y FORMULACIN DEL PROBLEMA
Las compaas productoras de petrleo a nivel mundial realizan continuamente grandes esfuerzos
por agregar valor a sus corporaciones y mejorar as sus resultados financieros. Siendo el petrleo
un aporte al presupuesto general del estado de un 43% en la ltima dcada, estos esfuerzos estn
dirigidos a mediano y largo plazo para maximizar el factor de recobro de los yacimientos y a corto
plazo para acelerar el recobro de las reservas recuperables. La forma de extraer de manera rentable
estos hidrocarburos, depende fundamentalmente de la tecnologa que se emplee a lo largo de toda
la cadena productiva, desde la exploracin hasta los centros de procesamiento.
Desde 1911, Ecuador se convierte en un pas petrolero y los recursos para su desarrollo econmico
y social, en gran parte, provienen de la produccin y venta de hidrocarburos, por lo que en la
actualidad es necesario administrar este recurso correctamente.
Las operaciones asociadas a la produccin de petrleo, tales como perforacin, completacin,
intervenciones, etc. pueden resultar en afectaciones a la capacidad productiva de los pozos, lo cual
se traduce en dao de formacin. En muchas ocasiones, no se logra identificar adecuadamente el
mecanismo de dao que acta en un reservorio, y por esta razn no se tiene la posibilidad de optar
por el tratamiento adecuado para recuperar las prdidas de produccin que el dao produce.
El dao de formacin o Skin es una palabra muy bien conocida actualmente en la Industria
Petrolera, representa la cada de presin en la cara de la formacin debido a restricciones de flujo
en el medio poroso, causando la reduccin de permeabilidad en la parte aledaa al pozo y
disminucin del ndice de productividad.
El desarrollo de esta investigacin tiene por objeto ayudar en la identificacin de dao de
formacin mediante el anlisis de los historiales de produccin y presin y su integracin con los
anlisis de los datos de laboratorio disponibles, ya que la adecuada identificacin de los daos de
formacin permitir disear la solucin ms idnea para minimizar la disminucin de la
produccin por la cada de presin en el reservorio.
De acuerdo a lo mencionado anteriormente se formula la siguiente pregunta de investigacin:
Cul es la manera ms ptima para identificar el dao de formacin utilizando parmetros de
produccin, presin y reportes de laboratorio?
4
HIPTESIS
La produccin de petrleo en el campo Colibr puede ser incrementada mediante la correcta
identificacin del dao de formacin, y as permitir optar por los tratamientos ms idneos para
minimizar su efecto?
OBJETIVOS
Objetivo General
Definir la metodologa ms ptima para identificar los daos de formacin mediante el
anlisis del historial de produccin, presin y datos de laboratorio que se encuentren
disponibles.
Objetivos Especficos
Seleccionar los pozos en los que se realiz el anlisis para la identificacin de la
metodologa de daos de formacin.
Recolectar informacin del historial de produccin, anlisis de presin, reportes de
laboratorio, pruebas de produccin, historial de reacondicionamientos, propiedades de la
roca y fluidos, caractersticas del reservorio.
Realizar el diagnstico con el historial de produccin de los pozos seleccionados.
Realizar el anlisis del comportamiento de presiones existentes en los pozos
seleccionados.
Analizar la informacin adquirida de los reportes de laboratorio disponibles.
Presentar los resultados a la operadora del campo Colibr.
5
JUSTIFICACIN
El presente estudio tiene la finalidad de generar una metodologa para la identificacin de daos de
formacin mediante el anlisis de los historiales de produccin, presin y datos de laboratorio de
manera que permita seleccionar el tratamiento adecuado para mitigar los efectos del dao de
formacin y minimizar las prdidas de produccin.
La realizacin de la investigacin es necesaria, ya que los pozos del campo Colibr tienen
evidencias de dao de formacin y la identificacin correcta del tipo de dao permitir seleccionar
un tratamiento idneo para evitar la disminucin de la produccin.
6
MARCO INSTITUCIONAL
Por mandato constitucional y legal, las actividades de explotacin de los recursos naturales no
renovables estarn a cargo del Estado, a travs de la Empresa Pblica en este caso
PETROAMAZONAS.
Schlumberger Operadora del Consorcio Shushufindi
Schlumberger fue fundada en 1926 por los hermanos Conrad y Marcel Schlumberger, inicialmente
la compaa se llam Socit of Prospection Electrique. Antes de fundar su compaa, los
hermanos Schlumberger haban trabajado en la realizacin de exmenes geofsicos que conducan
en pases como Rumania, Canad, Yugoslavia, Sudfrica, Repblica Democrtica del Congo y
Estados Unidos.
En 1935 se fund Schlumberger Well Surveying Corporation conocida en la actualidad como
Schlumberger Well Services, reflejando de sta manera el importante crecimiento del mercado en
los Estados Unidos de tal forma que la mitad de sus equipos profesionales se encontraban
laborando en se lugar.1
MARCO LEGAL
Respecto a la normativa que le rige a PETROAMAZONAS, existen un sin nmero de leyes
orgnicas, leyes comunes, reglamentos, acuerdos ministeriales, ordenanzas, etc. que regulan sus
actividades econmicas. Principalmente:
Constitucin de la Repblica del Ecuador (principalmente artculos 316 y 319), Ley de
Hidrocarburos, Ley Orgnica de Empresas Pblicas ,Ley de Compaas, Ley Orgnica del Sistema
Nacional de Contratacin Pblica, Reglamento General de la Ley Orgnica del Sistema Nacional
de Contratacin, Cdigo del Trabajo, Ley Orgnica de la Contralora General del Estado y su
Reglamento, Cdigo Civil, Cdigo de Comercio, Ley Orgnica de Rgimen Tributario Interno y su
Reglamento, Cdigo Orgnico de la Produccin, Cdigo Tributario, Reglamento Sustitutivo al
Reglamento Ambiental para Operaciones Hidrocarburferas, Reglamento de Operaciones
Hidrocarburferas, Ley de Gestin Ambiental.2
1 Cia Schlumberger Surenco. Disponible en http://www.slb.com/about/codeofethics.aspx
2 Base legal. Recuperado de: http://petroamazonas.com.ec/transparencia/informacion-legal/base-legal-que-
http://www.slb.com/about/codeofethics.aspx
7
PETROAMAZONAS en el 2012 firm el contrato de prestacin de servicios para la explotacin
del petrleo con el consorcio Shushufindi integrado por Schlumberger empresa americana y
SERTECPET empresa ecuatoriana. Que tiene por objeto la prestacin de dedicar servicios a la
Secretaria por pate de la compaa, con sus propios recursos y a su solo riesgo. Adems el contrato
establece una tarifa fija que se aplica para cada uno de los campos.
MARCO TICO
El presente proyecto respeta los principios y valores del Estado ecuatoriano y Consorcio
Shushufindi y Schlumberger y no afecta los principios de la empresa y de los directivos. Adems
respeta el medio ambiente ya que utiliza tecnologa eficaz, confiable y a su vez amigable con la
naturaleza.
Es de especial preocupacin la informacin de propiedad exclusiva de clientes o competidores
recibida de terceros con acceso a informacin de precios o propuestas.
Esta informacin podra haber sido obtenida por medios corruptos o inapropiados y los empleados
que la reciban o a quienes se la ofrezcan deben notificar de inmediato a su supervisor directo o
funcional, o al Departamento Jurdico.
8
MARCO REFERENCIAL
Se define como dao de formacin (Skin) a la disminucin de permeabilidad (k) y porosidad ()
en las zonas aledaas al pozo, existiendo una zona daada que puede tener unos pocos milmetros
hasta varios centmetros de profundidad.
El factor Skin es positivo en los siguientes casos:
En un pozo de gas si la RLG >100Bl/MMPC.
En un pozo de petrleo si la RGP >1000 PCN/Bl.
Si hay produccin de tres fases.
Cuando Pr Pwf > 1000 psi.
Cuando hay altas tasas de flujo Q/h > 20 BPD/ft Q > 5 BPD/ perforacin (Turbulencia).
Cuando se caonea a menor de 4 TPP.
Pr > Pb y Pwf < Pb (separacin de gas en la vecindad del pozo).
El dao, como se mencion anteriormente, es una causa artificial que reduce la produccin de una
capa productiva que no es posible evitar y por lo tanto debe ser minimizado. En un equilibrio fsico
y qumico como es un reservorio, al perforarlo, se pone en contacto dicho sistema equilibrado con
otro artificial, que puede ser o no compatible con ese reservorio; de esta manera, est siendo
alterado el sistema inicialmente en equilibrio. La prevencin del dao apunta a que todas las
operaciones realizadas se hagan con el mnimo dao, o mnima contaminacin posible, evitando
as, que la produccin se vea afectada.
Con los parmetros mencionados anteriormente se desea crear una Metodologa para la
identificacin del dao de formacin basados en anlisis de produccin y presin y datos de
laboratorio para el campo colibr, ya que este campo evidencia dao de formacin y ser muy
factible realizar la presente investigacin para poder identificar qu tipo de dao tiene cada pozo
del campo Colibr y poder minimizar las prdidas de produccin.
9
CAPTULO II
DISEO METODOLGICO
TIPO DE ESTUDIO
El presente estudio es de carcter descriptivo, prospectivo, de campo y laboratorio, el mismo que
cont con una investigacin bibliogrfica.
(a) Estudio descriptivo: Debido a que se realiz un estudio que describe la situacin de la
variable a investigar, que es crear una Metodologa para la identificacin de daos de
formacin basados en anlisis de produccin, presin y reportes de laboratorio.
(b) Estudio Prospectivo: porque los resultados obtenidos sern aplicados en el futuro.
(c) Estudio de campo: Porque los diferentes datos se los tom de los pozos seleccionados en
el campo Colibr.
(d) Estudio de Laboratorio: porque se analiz los datos de laboratorio del Campo Colibr para
determinar las propiedades mineralgicas de la roca y las propiedades de los fluidos.
UNIVERSO Y MUESTRA
En el presente proyecto de investigacin el Universo est conformado por los pozos productores
del Campo Colibr que se encuentra ubicado en la Provincia de Sucumbos, de los cuales como
muestra se tomaron 6 pozos productores y con mayor dao de formacin para realizar el presente
estudio.
TCNICA
Se utiliz el modelo de Oddo-Tomson para determinar el SI (ndice de saturacin) que existe en el
pozo, este modelo nos permite saber el porcentaje de calcita, barita, estroncio, etc., y poder
cuantificar el dao de formacin que tenemos en cada pozo. Con este mtodo podremos saber el
nivel de riesgo que tiene el pozo para su taponamiento.
10
SOFTWARE
Los paquetes que van a ser utilizados en el presente estudio son OFM y PIPESIM perteneciente a
la compaa de servicios Schlumberger, SAPHIR perteneciente a KAPPA que es una compaa de
software para empresas petroleras y adems se utiliz el programa de Microsoft EXCEL que
permiti elaborar tablas, grficos, etc.
OFM
OFM es un software de anlisis y gerenciamiento de produccin, que ayuda al seguimiento de las
reservas con una avanzada vista de vigilancia y poderosas herramientas de pronsticos. Este
software est diseado para entregar un mtodo eficiente de visin, relacin y anlisis de
informacin de produccin.
Las extensas herramientas del software automatizado OFM (tales como mapas de bases
interactivos con tendencia de la produccin, presiones de burbuja, anlisis de curvas de
declinacin, y anlisis de curvas tipo) reducen el tiempo que gastar el ingeniero analizando dicha
informacin, dndole as ms tiempo para orientar su informacin para un buen uso.
SAPHIR
La metodologa Saphir siempre se ha basado en el derivado de Bourdet como la herramienta de
diagnstico principal, que coincidan con los datos medidos en el modelo, teniendo en cuenta la
historia detallada de la produccin. Adems nos permite realizar un anlisis del grfico Log-Log
del diferencial de presin y su derivada para poder cuantificar el dao de formacin que existe en
el pozo.
11
PIPESIM
Permite efectuar anlisis de sensibilidad sobre cualquier variable del sistema y que represente
grficamente el flujo de entrada/flujo de salida en cualquier nodo, proporcionndole una manera de
entender dnde pueden residir sus oportunidades de mejoramiento de la produccin.
Adems del anlisis nodal, PIPESIM incluye operaciones especficas para la generacin de tablas
de desempeo para los simuladores de yacimientos y perfiles de presin/temperatura estndar.
La aplicacin PIPESIM incluye todos los tipos de modelos de terminacin estndar para pozos
verticales, horizontales y fracturados, y posibilita el modelado de terminaciones complejas de
varias capas, utilizando diferentes parmetros de desempeo de yacimientos y descripciones de
fluidos.
EXCEL
Excel es software de Microsoft que facilita el manejo de operaciones numricas, que pueden ser
simples hasta las ms complejas. Gracias a las funciones que vienen incorporadas en el software se
pueden realizar un sinfn de operaciones con mucha facilidad y rapidez.
12
CAPTULO III
MARCO TERICO
DESCRIPCIN DEL CAMPO COLIBR
Resea Histrica
El Campo Colibr fue descubierto por el consorcio TEXACO-GULF en 1968, con la perforacin
del pozo Colibr - 01 con una profundidad total de 9772 pies y completado oficialmente en enero
de 1969. Las pruebas iniciales fueron de: 2496 barriles de petrleo por da (BPPD) con 26.6 API
en el reservorio Napo U, y 2621 BPPD con 32.5 API del reservorio Napo T.
El Campo Colibr ha producido de seis reservorios de hidrocarburos que son T Inferior, T
Superior, U Inferior y U Superior correspondientes a la Formacin Napo, Basal Tena de la
Formacin Tena y Holln Superior de la Formacin Holln, de la cual se empez a producir en
2012 sin xito.
La produccin comercial inici en el ao 1972 con 19200 BPPD sin agua. Despus de la primera
campaa de perforacin que dur 5 aos, se tuvo un promedio de 50 pozos productores y la
produccin de lquido se increment a 100 000 BPPD sin agua.
La produccin de agua comenz despus de seis aos de iniciada la explotacin, es as que a partir
del ao 1978 empez a incrementarse el corte de agua.
En los primeros 22 aos de explotacin, 1972 a 1994, la mayora de los pozos estuvieron
produciendo en conjunto de dos o ms reservorios; a partir del ao 1994 la mayora de los pozos
producen de un solo reservorio y se tiene informacin de produccin ms confiable.
En 1984 se inici la Inyeccin de Agua desde la estacin ubicada en el pozo Colibr 40 con la
incorporacin de 9 pozos inyectores; sistema implementado para la recuperacin secundaria
aplicado a los yacimientos U y T. En 1998 luego de una evaluacin tcnica se suspendi el
proyecto por la falta de resultados.
A partir de 1994 la produccin de lquido se ha mantenido en 130000 BFPD y la produccin de
petrleo ha venido declinando proporcional al incremento del corte de agua.
13
Ubicacin Geogrfica
El Campo Colibr est ubicada en el Centro - Norte de la cuenca Oriente, en la provincias de
Sucumbos, a 250 Km al Este de la ciudad de Quito, y 35 Km al Sur de la frontera con Colombia.
Est limitado al norte por el Campo Libertador, al Sur por el Campo Limoncocha, al Oeste por el
Campo Sacha y al Este por una Falla inversa de la Cuenca Oriente.
Grafico 1. Ubicacin del Campo Colibr
Fuente: DCS, Ingeniera de Reservorios, Schlumberger.
14
Aspectos Geolgicos Generales
Estructura
La estructura del Campo Colibr responde a las caractersticas de una trampa estructural, siendo
un anticlinal asimtrico alargado, con un rea de 234 Km2 a la base de la Caliza A. Este anticlinal
tiene un bajo relieve estructural al flanco Oeste del campo y al este es abrupto.
La estructura est controlada al Este por una falla inversa principal de rumbo aproximado Norte
Sur, otra falla inversa limita al Norte, en direccin Norte Noroeste. Se presentan fallas
secundarias asociadas a la falla principal Norte-Sur. La seccin cretcica de la Cuenca Oriente est
constituida por las formaciones Holln, Napo y Tena Basal.
Todas las arenas productoras del Campo Colibr ubicados en el tiempo pertenecen a la era
Mesozoico del Cretcico Medio a Cretcico Superior.3
Estratigrafa
El Campo Colibr tiene tres principales formaciones productoras de crudo, que son la Formacin
Napo, Formacin Tena y Formacin Holln, cada una con sus respectivas subdivisiones.
Cada una de estas formaciones posee sus caractersticas litolgicas bien definidas, que son
representativas de toda la Cuenca Oriente.
La Formacin Tena presenta una zona pobre en el Campo, de la cual es la arenisca Basal Tena que
se caracteriza por sus areniscas finas cuarzosas. Generalmente, a esta Formacin se la encuentra en
el norte del Campo, con espesores que varan de 1 a 22 pies.
La Formacin Napo, se divide en dos grandes y representativos grupos que son las arenas U y T,
las cuales estn separadas sin comunicacin alguna por una capa de lutitas, por lo que sus
caractersticas son diferentes. Estos cuerpos de arena se subdividen a su vez en U inferior y U
Superior; T inferior y T Superior; siendo los cuerpos arenosos inferiores de ambas arenas los
principales productores de hidrocarburos, cada una con su respectivo acufero.
La Formacin Holln posee un acufero de fondo infinito, por lo que la presin de este yacimiento
casi no ha declinado con el tiempo. Sin embargo, el problema radica en la cantidad de agua de
formacin que este yacimiento aporta debido precisamente a su acufero.4
3 Baby, P., Rivadeneira, M., & Barragn, R. (2004). La Cuenca Oriente: Geologa y Petrleo. Quito:
Editores cientficos. 4 Baby, P., Rivadeneira, M., & Barragn, R. (2004). La Cuenca Oriente: Geologa y Petrleo. Quito: Editores cientficos.
15
Formacin Tena.
Basal Tena: Est ubicada justo encima de la Formacin Napo, y se caracteriza por
areniscas cuarzosas, blancas a grises, de grano fino a medio, sub-redondeada a sub-
angular, de matriz arcillosa con trazas de hidrocarburo residual.5
Actualmente en el campo existen solamente cinco pozos productores de este yacimiento.
Formacin Napo.
Est ubicada entre las formaciones Tena y Holln. Se caracteriza por una serie de calizas fosilferas
intercaladas con areniscas calcreas y lutitas. Fue depositada en un ambiente marino, lo que indica
que es una excelente roca madre. Su potencia aproximada es de 1080 pies.
Por sus caractersticas marcadas, posee dos yacimientos principales, que son las Arenas U y T, que
son similares tanto en origen como en constitucin y poseen areniscas de grano fino a medio, sub-
redondeada a sub-angular de moderada seleccin. Las principales arenas productoras que se
encuentran dentro de la Formacin Napo son:
Arena U Superior: se encuentra separada de la Arenisca Basal Tena por una columna de
lutitas de color gris a gris oscura, suave a moderadamente firme, no calcrea; con
intercalaciones de arcillolita de color caf amarillenta, caf rojiza y gris clara,
moderadamente dura. Tambin se encuentran calizas lodosas de color crema y
ocasionalmente gris clara, moderadamente dura a suave en bloques.
Arena U Inferior: se encuentra separada de la Arena U Superior por las calizas A y M2.
Se caracteriza por sus arenas cuarzosas blancas hialinas sub-transparentes, de grano fino a
medio con manchas de hidrocarburos color caf, bajo luz ultravioleta. Es el segundo
principal yacimiento productor de hidrocarburos, y posee un acufero lateral.
Arena T Superior: se encuentra separada de las arenas U por la caliza B. Se caracteriza
por sus arenas cuarzosas, hialinas, grises sub-transparentes, de grano fino sub-redondeada,
con presencia de glauconita. De las arenas T, es la menor productora de hidrocarburos.
Arena T Inferior: se caracteriza por la intercalacin de lutitas grises a grises oscuras, no
calcreas, con areniscas cuarzosas con excelente porosidad y permeabilidad, por lo que la
convierten en el principal yacimiento productor de hidrocarburos del campo, como lo
5 Baby, P., Rivadeneira, M., & Barragn, R. (2004). La Cuenca Oriente: Geologa y Petrleo. Quito: Editores cientficos.
16
confirma el historial de produccin del mismo; adems posee un acufero lateral. Al igual
que la arena U Inferior; por lo que el corte de agua en el Campo es alto.
Formacin Holln
Se encuentra entre las formaciones Napo y Misahuall, con espesor aproximado de 390 pies. Se
caracteriza por sus areniscas cuarzosas, blancas, hialinas, transparentes a translcidas de grano fino
con cemento ligeramente calcreo e inclusiones de glauconita, caoln y lutita.
Posee un acufero de fondo infinito, es decir, un mecanismo de empuje hidrulico. En el Campo
Colibr, la produccin de crudo de esta arena es muy pobre, tal es as que actualmente ya no se
produce de este yacimiento.6
6 Baby, P., Rivadeneira, M., & Barragn, R. (2004). La Cuenca Oriente: Geologa y Petrleo. Quito: Editores cientficos.
17
Grafico 2. Columna Estratigrfica de la Cuenca Oriente.
Fuente: BABY, RIVADENEIRA, & BARRAGN, 2004
18
Estado actual del Campo Colibr
El Campo Colibr posee cinco estaciones de Produccin, las mismas que cuentan con todas las
facilidades de produccin requeridas para el tratamiento del crudo y agua de formacin; y son:
Estacin Colibr: ubicada al norte del campo.
Estacin Colibr Norte: ubicada al norte del campo y al sur de la estacin Colibr.
Estacin Colibr Central: ubicada en el centro del campo.
Estacin Colibr Sur-Oeste: ubicada al extremo sur-oeste del campo.
Estacin Colibr Sur: ubicada al sur del campo.
Pozos del Campo Colibr
En la siguiente tabla se detalla el estado de los pozos del Campo Colibr, hasta Diciembre de 2012.
POZOS DEL CAMPO COLIBR
PRODUCTORES 120
INYECTORES 6
RE- INYECTORES 13
CERRADOS 13
ABANDONADOS 19
TOTAL 171
Tabla 1. Estado actual de los pozos del Campo Colibr
Elaborado por: Santiago Cordero
Grafico 3. Estado actual de los pozos del Campo Colibr
Elaborado por: Santiago Cordero
70%
3%
8%
8%
11%
POZOS DEL CAMPO COLIBRI
Productores
Inyectores
Re-inyectores
Cerrados
Abandonados
19
Los principales tipos de levantamiento artificial utilizados en el Campo Colibr son:
Bombeo Electro Sumergible (BES): es el levantamiento artificial actualmente ms
utilizado, con bombas Reda y Centrilift principalmente.
Bombeo Hidrulico: es el segundo mtodo con antigedad utilizado en el campo.
Historial de Produccin
Las tasas de produccin de petrleo, agua y gas para el Campo Colibr desde su incorporacin a la
produccin nacional se detallan a continuacin en las diferentes arenas productoras del campo.
Produccin del Campo Colibr
La produccin del Campo Colibr desde su incorporacin a la produccin nacional en 1972 hasta
Noviembre de 2012, se obtiene a partir del historial de produccin del campo, mediante el uso de
OFM (Oil Field Manager).
Produccin Histrica Anual
Grafico 4. Produccin Histrica Anual del Campo Colibr
Fuente: Ingeniera de Produccin, Schlumberger
20
Produccin Acumulada
Grafico 5. Produccin Histrica Acumulada del Campo Colibr
Fuente: Ingeniera de Produccin, Schlumberger
21
Produccin por Estacin
Grafico 6. Produccin Histrica Anual de Petrleo por Estacin del Campo Colibr
Fuente: Ingeniera de Produccin, Schlumberger
22
Grafico 7. Produccin Histrica Anual de Agua por Estacin del Campo Colibr
Fuente: Ingeniera de Produccin, Schlumberger.
PRODUCCIN
ACUMULATIVA
ESTACIN DE
PRODUCCIN
PETRLEO AGUA GAS
Mbbl Mbbl MMcf
COLIBR 63.290 27.03 18
COLIBR NORTE 351.93 123.5 97
COLIBR CENTRAL 313.923 134.159 86
COLIBR SUR OESTE 112.238 84.233 27
COLIBR SUR 347.53 219.624 100
CAMPO COLIBR 1,188.911 588.545 326
Tabla 2. Produccin Acumulada por Estacin del Campo Colibr (Dic-2012).
Elaborado por: Santiago Cordero
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CONCEPTOS GENERALES
Areniscas
La arenisca es una roca sedimentaria de tipo detrtico, de color variable, que contiene clastos de
tamao arena. Despus de las lutitas, son las rocas sedimentarias ms comunes en la corteza
terrestre. Las areniscas contienen espacios intersticiales entre sus granos. En rocas de origen
reciente estos espacios estn sin material slido mientras que en rocas antiguas estn rellenos de
una matriz o de cemento de slice o carbonato de calcio.
Grfico 8. Estructura de una arenisca
Fuente: http://www.ucm.es/info/petrosed/rd/fab/index.html
Si los espacios intersticiales no estn totalmente rellenos de minerales precipitados y hay cierta
porosidad, estos pueden estar llenos de agua o petrleo, convirtindose en una roca reservorio. En
lo referente al tamao de los granos, las areniscas se clasifican dependiendo de su contenido de
cuarzo, feldespato o fragmentos de roca.
24
Mineraloga de la Arenisca
La mineraloga de la arenisca se presenta en la siguiente tabla medida por una prueba de difraccin
de rayos x:
PRUEBA ORTEGUAZA TENA NAPO TIYUYACU
XRD Arcilla Total
13%
Arcilla Total
13%
Arcilla Total
13%
Arcilla Total
13%
XRD
Caolinita
20%
Caolinita
67%
Caolinita
65%
Caolinita
70%
Illita
25%
Illita
25%
Illita
25%
Illita
28%
Esmectita
15%
Esmectita
3% Esmectita 10%
Esmectita
1%
Clorita
5%
Clorita
5%
CEC 28 Kg/m3
6 Kg/m3 12 Kg/m
3 6 Kg/m
3
Tabla 3. Difraccin de Rayos X para la mineraloga de las areniscas.
Fuente: Petroproduccin
Elaborado por: Santiago Cordero
Montmorillonita (Esmectita, Bentonita)
La montmorillonita es una arcilla abundante encontrada en rocas terciarias. Es menos comn en
rocas ms profundas del mesozoico y es muy rara debajo de estas profundidades.
Grfico 9. Mineraloga de una Esmectita
Fuente: San Antonio Pride
Illita
La Illita es uno de los minerales de arcilla ms abundantes y se encuentran generalmente en rocas
de todas las edades. La illita es una arcilla diagentica que se forma por la diagnesis de la
montmorillonita.
25
Grfico 10. Mineraloga de una Ilita
Fuente: San Antonio Pride
Caolinita
La Caolinita es una arcilla detrtica formada por el intemperismo de feldespatos en ambientes
tpicamente no ridos. El agua es esencial para la reaccin qumica del cambio de feldespato a
caolinita.
Grfico 11. Mineraloga de una Caolinita
Fuente: San Antonio Pride
Clorita
La clorita es tambin considerada una arcilla diagnica semejante a la illita; sin embargo, el
metamorfismo que cre la clorita es una extensin ms severa de la diagnesis tpica normalmente
asociada con sedimentos enterrados ms tarde.
Grfico 12. Mineraloga de una Clorita
Fuente: San Antonio Pride
26
POROSIDAD ()
Los granos de arena y partculas de materiales carbonatados que constituyen reservorios de
arenisca y piedra caliza por lo general nunca encajan perfectamente debido al alto grado de
irregularidad en la forma. El espacio vaco creado a lo largo de las camas entre los granos,
llamados espacio de porosos o intersticios, est ocupada por los fluidos (lquidos y/o gases). La
porosidad se define como la fraccin del volumen total de la roca que no est ocupada por el
volumen del poro. Esto se puede expresar de forma matemtica como:
Dnde:
: porosidad, (%)
Vb: volumen Total de la roca
Vgr: volumen del grano
Vp: Volumen de Poros
De acuerdo con esta definicin, la porosidad de los materiales porosos podra tener cualquier valor,
pero la porosidad de la roca sedimentaria es generalmente menor que 50%.
Factores que regulan la magnitud de la porosidad
Tipo de empaque. Idealmente se pueden formar los siguientes tipos de
empaquetamientos los cuales tienen diferente valor de porosidad. El incremento de
la presin de confinamiento hace que los granos pobremente clasificados y
angulares muestren un cambio progresivo de empaquetamiento aleatorio a un empaque
ms cerrado, reduciendo con ello la porosidad.
Para determinar los lmites aproximados de valores de porosidad, se ha creado varios arreglos de
empaquetamiento de esferas uniformes como se muestra en la figura.
27
Cbico (= 47.6 %) Rombodrico (= 25.9 %)
Grfico 13. Tipos de empaquetamiento de una roca
Fuente: Fundamentos de Ingeniera de Yacimientos, Escobar
En las siguientes figuras se muestran diferentes granos de arena de tamao y forma (a) y (b)
formas que ilustran un empaquetamiento cbico de tres tamaos de grano. Empaquetamiento
cbico (izquierda) y rombodrico (derecha) empaquetamiento de granos esfricos.
Grfico 14. Representacin del tamao de grano y forma de una arena.
Fuente: Petrofsica, Djebbar Tiab
Grado de cementacin o consolidacin. Cemento que une los granos y que se forma
posterior a la depositacin ya sea por dilucin de los mismos granos o por transporte. Son
cementos: carbonato de calcio, carbonato de magnesio, carbonato de hierro, limonita,
hematita, dolomita de sulfato de calcio, arcillas, y combinacin de estos. Las areniscas
altamente cementadas presentan bajas porosidades.
Geometra y distribucin de granos. Se debe a la uniformidad o clasificacin de los
granos. Dicha clasificacin depende, a su vez, de la distribucin del tamao del
28
material, tipo de depositacin, caractersticas actuales y duracin del proceso
sedimentario. Cuando los granos son ms redondeados proporcionan ms homogeneidad
al sistema y por ende la porosidad ser mayor.
Porosidad Absoluta (a)
Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca est o no interconectado. Esta
propiedad es la que normalmente miden los porosmetros comerciales. Una roca puede tener una
porosidad absoluta considerable y no tener conductividad de fluidos debido a la carencia de
interconexin poral.
Porosidad Efectiva (e)
Es la relacin del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de roca. Esta porosidad es
una indicacin de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sin embargo esta porosidad no
mide la capacidad de flujo de una roca. La porosidad efectiva es afectada por un nmero de
factores litolgicos como tipo, contenido e hidratacin de arcillas presentes en la roca entre otros.
Grfico 15. Representacin de la porosidad efectiva y absoluta de una roca
Fuente: www.scrib.com
Porosidad Primaria o Matricial
Es la porosidad que originalmente tiene la roca producto de la deposicin y compactacin de los
sedimentos.
Porosidad de Fractura
Son aperturas en la roca producto de fallamiento estructural de las rocas del yacimiento
debido a tensin originada por actividades tectnicas tales como doblamiento y falla. Esta incluye
juntas, fisuras, y fracturas.
29
Porosidad Secundaria
Es la porosidad producida por fenmenos tectnicos, fracturacin que son los resultados de
fenmenos posteriores a la formacin de la roca o tambin por efectos de accin qumica como la
dolomitizacin y la disolucin.
PORCENTAJE POROSIDAD
0.5% - 5% Descartable
5% - 10% Pobre
10% - 15% Regular
15% - 20% Buena
> 20% Muy buena
Tabla 4. Clasificacin de la porosidad
Fuente: Geologa del petrleo de Levorsen
Elaborado por: Santiago Cordero
Medicin de la Porosidad
La porosidad se la puede medir de dos formas que son:
Mtodos Directos.- Las medidas de porosidad se lo hacen en laboratorio con una muestra
obtenido del reservorio que ha sido extrada de los pozos de desarrollo.
Mtodos Indirectos.- Se los obtiene de los registros elctricos como pueden ser el snico
y los nucleares (densidad, neutrnico, resistividad, etc.)
Cualitativamente se pueden determinar rocas porosas durante la perforacin de los pozos a travs
de los siguientes mecanismos:
1. Observando el tiempo de penetracin de la roca, ya que cuando hay una aumento brusco
en la velocidad generalmente se pasa de una roca no porosa a una porosa.
2. La prdida de lodo de perforacin durante el tiempo de perforacin es otro indicio de
porosidad o de permeabilidad.
3. Variaciones de salinidad del lodo de perforacin.
4. Mala recuperacin de los testigos o cores.
5. Del anlisis de los ripios de perforacin que son partculas obtenidas en la superficie y que
son producto de la seleccin durante el avance de la perforacin.
30
PERMEABILIDAD (K)
Es la propiedad del medio poroso que mide la capacidad y habilidad de la formacin para
transmitir fluidos. La permeabilidad se ve afectada por los siguientes factores:
Tamao, forma, composicin y orientacin de los granos que influyen en la geometra del
poro
Grado de cementacin y Arcillosidad
Presencia de fracturas y fisuras.
Darcy desarrollo una ecuacin de flujo de fluidos en medios porosos para poder calcular la
permeabilidad:
Dnde:
v: velocidad aparente del fluido, cm/seg
k: constante de proporcionalidad o permeabilidad, Darcys
: viscosidad del fluido, cp
dp/dl: cada de presin por unidad de longitud, atm/cm
La velocidad (v) en la ecuacin no es la velocidad real del fluido. Se determina dividiendo la tasa
de flujo para el rea de la seccin transversal por donde fluye el fluido.
Substituyendo esto es la ecuacin anterior,
q: tasa de flujo a travs del medio poroso, cm3/seg
A: rea de la seccin transversal, cm2
dp/dl: cada de presin por unidad de longitud, atm/cm
: viscosidad del fluido, cp
k: constante de proporcionalidad o permeabilidad, Darcy
31
MILIDARCYS
(md)
PERMEABILIDAD
< 1.0 Mala
1.0 10 Regular
10 - 100 Buena
100 1000 Muy Buena
Tabla 5. Clasificacin de la permeabilidad
Fuente: Geologa del petrleo de Levorsen
Elaborado por: Santiago Cordero
Permeabilidad Horizontal O Paralela (Kh)
Por lo general se mide la permeabilidad en forma paralela a los planos de estratificacin de la roca
reservorio. A lo largo de esta permeabilidad horizontal o lateral se encuentra la principal lnea de
paso de los fluidos que se desplazan hacia el pozo.
Grfico 16. Representacin de la permeabilidad horizontal y vertical de una roca
Fuente: Geologa del petrleo de Levorsen
32
Permeabilidad Transversal O Vertical (Kv)
La permeabilidad transversal a los planos de estratificacin, se la denomina permeabilidad vertical,
tambin es medida y, por lo general, es inferior a la permeabilidad horizontal.
Una permeabilidad vertical elevada puede permitir que se desve y canalice a travs de la roca el
agua de abajo o el gas de arriba, modificando de ese modo las saturaciones relativas del pozo y
afectando negativamente la productividad del pozo.
La razn de que la permeabilidad horizontal sea ms elevada que la permeabilidad vertical se
encuentra en gran medida en la distribucin y el empaquetamiento de los granos de roca en el
curso de la deposicin.
Permeabilidad Absoluta (K)
Es la permeabilidad medida cuando existe una sola fase en el medio poroso que lo satura al 100%.
Permeabilidad Efectiva (Ke)
Es la permeabilidad medida a un fluido cuando el medio poroso se encuentra saturado por dos o
ms fluidos. La permeabilidad efectiva es funcin de la saturacin de fluidos y es siempre menor
que la permeabilidad absoluta.
Permeabilidad Relativa (Kr)
Es la relacin entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta. Se calcula con la
siguiente ecuacin:
La permeabilidad absoluta de una muestra de roca es un valor nico. Por el contrario, la
permeabilidad relativa a las diferentes fases lquidas constituye un conjunto de valores que
depende de la saturacin de fluidos, como se ilustra en el siguiente grfico.
33
Grfico 17.Curvas de permeabilidad relativa
Fuente: Geologa del petrleo de Levorsen
Factores que Afectan la Permeabilidad
La permeabilidad en un yacimiento al igual que la porosidad, se encuentra afectada por diversos
factores entre los que podemos citar los siguientes:
Presin de sobrecarga:
A medida que aumenta la profundidad y con ello el nmero de capas o estratos de roca
involucrados, el peso o fuerza que ejercen dichas capas suprayacentes sobre sus inferiores
inmediatas va en aumento, lo que origina una compresin extra del cuerpo de roca originndose
as, una reduccin del espacio poroso y por consiguiente los canales de comunicacin existentes
entre dichos poros lo que disminuye los valores de permeabilidad del cuerpo de roca. Sin embargo
cuando la presin de dichas capas sobre el cuerpo de roca sobrepasa la presin de fractura del
mismo, se puede originar un aumento de la permeabilidad por fracturas en la formacin, es decir,
la aparicin de nuevos canales de flujo en la estructura del yacimiento debido a la inmensa presin
ejercida por los estratos superiores y reflejada en un sistema de fracturas naturales en la estructura,
aumenta de manera considerable los canales abiertos al flujo y establece nuevas comunicaciones
entre espacios porosos anteriormente aislados, lo que conlleva al aumento de la permeabilidad del
yacimiento.
34
Material cementante:
El trmino cemento, hace referencia al material capaz y responsable de unir cada uno de los
granos que conforman un cuerpo slido de roca y mantener su grado de compactacin. Este
material puede ser transportado en solucin cuando los sedimentos ya estaban depositados, otras
veces es producto de la disolucin de los mismos sedimentos, o bien puede ocurrir que este
material sea incluido mecnicamente entre los poros de la roca.
Los materiales cementantes ms comunes son el Slice y el Carbonato de Calcio para los dos
primeros casos, y la arcilla en el ltimo. As pues, podemos inferir que en la medida que el
material cementante sea ms fuerte, eficiente y ocupe el mayor espacio intergranular posible
(yacimientos consolidados), en esa misma medida disminuyen el nmero de canales libres para el
flujo dentro de la estructura rocosa, y por consiguiente los valores de permeabilidad son menores.
En conclusin a mayor grado de consolidacin del yacimiento, menor sern los valores de
permeabilidad del mismo.
Tipo de empaque:
Este factor se refiere a la forma en que se han acomodado los granos que conforman el cuerpo de
roca al momento de depositarse. A travs de diversos estudios se ha logrado clasificar estos
arreglos en cuatro tipos, suponiendo un sistema idealizado que asume granos perfectamente
esfricos y de igual dimetro.
De esta manera se puede decir, que el efecto del tipo de empaque sobre la permeabilidad es
anlogo al efecto de la misma propiedad sobre la porosidad de un cuerpo de roca, as pues,
aquellos tipos de empaque con valores ms altos de porosidad tendrn, de forma paralela, los
valores ms altos de permeabilidad y viceversa.
Geometra y Distribucin de los granos:
Se conoce que la geometra que desarrolla cada grano al ser arrastrado y posteriormente depositado
afecta directamente los valores de porosidad y permeabilidad del cuerpo de roca al cual pasa a
formar parte. Una geometra ms cercana a la esfericidad ideal de un grano de roca y una
distribucin uniforme de los mismos, seran responsables de valores de porosidad ms altos y de la
presencia de canales de flujo menos tortuosos y en proporciones mayores, ya que el espacio libre
entre granos de ste tipo es mayor al existente entre granos irregulares agrupados de forma
desordenada.
35
De esta manera se puede inferir que la permeabilidad de un cuerpo de roca ser mayor en aquellos
casos donde los granos se encuentren ms redondeados y distribuidos de la manera ms uniforme
posible.
Presencia de partculas finas de arcilla:
La presencia de finos granos de arcilla afecta de manera considerable los valores de permeabilidad
de un cuerpo de roca, ya que este tipo de granos es capaz de taponar parcial totalmente, los
canales que conectan los espacios porosos de la roca destinados para el flujo. De esta manera, a
medida que la presencia de granos de arcilla se vuelve crtica en un cuerpo poroso permeable, la
efectividad del flujo en su interior disminuye, es decir, a mayor arcillosidad menor permeabilidad.
Adems de los factores citados con anterioridad, resulta indispensable considerar, que los valores
de permeabilidad para un cuerpo de roca, tambin se ven afectados por otros dos no menos
importantes, como lo son el deslizamiento en las paredes y la presencia de lquidos reactivos.
Presencia de Lquidos Reactivos:
La presencia de lquidos reactivos dentro de la formacin puede generar variaciones de la
permeabilidad debido a la reaccin de dichos fluidos con la estructura rocosa del yacimiento. A
pesar de que el agua se considera un lquido no reactivo, la presencia de arcillas expansivas en
muchos yacimientos genera una reaccin de stas con el agua, convirtindola as, en unos de los
fluidos que se considera ms reactivo frente a formaciones arcillosas.
De esta manera las perforaciones con lodos a base de agua, los procesos de inyeccin de agua,
entre otros procesos, son los responsables de una disminucin considerable de los valores de
permeabilidad en la vecindad de la zona afectada o invadida por el agua. Los lquidos reactivos
alteran la geometra interna del medio poroso, bien sea por expansin de las arcillas, disolucin del
cemento que une los granos arrastre de las partculas desprendidas durante el flujo; la salinidad y
alcalinidad del agua son factores importantes a considerar al momento de evaluar este efecto sobre
las formaciones rocosas.
36
Reduccin de la Permeabilidad Absoluta de la Formacin
La reduccin de la permeabilidad de la formacin debido a slidos puede ser el resultado de cuatro
diferentes fenmenos:
Taponamiento de los espacios de los poros en la cara de la formacin por la torta de lodo
durante la perforacin.
Taponamiento de los espacios de los poros ms all del pozo perforado por slidos que
invadieron del lodo de perforacin, fluidos de completacin o re-acondicionamiento.
Hinchamiento de arcillas en situ para llenar los espacios de los poros.
Desalojamiento y migracin de finas partculas contenidas entre los espacios de los poros
para alojarse en la garganta de los poros.
Formaciones que contiene petrleo usualmente contienen varios tipos de arcilla y otras especies de
minerales adheridos a la superficie del poro. Estas especies pueden ser sueltas por fuerzas
coloidales o movilizadas por corte hidrodinmico del fluido fluyendo a travs del medio poroso.
Partculas finas tambin se pueden generar de la deformacin de la roca durante la compresin y
dilatacin.
37
RELACIN ENTRE LA POROSIDAD Y LA PERMEABILIDAD
Estas dos propiedades de masa de las rocas reservorio estn bien relacionadas ya que dependen
una de otra para poder constituirse en una roca reservorio productora de hidrocarburos, aunque es
difcil determinar esta relacin en una forma cuantitativa, pero se tiene claro que si la roca tiene
poros intercomunicados entre s, esta roca es permeable porque permite el paso de los fluidos por
estos poros intercomunicado dentro del yacimiento.
Grfico 18. Representacin de la relacin entre la porosidad y permeabilidad
Fuente: Universidad Complutense de Madrid
Para que exista una relacin entre estas dos propiedades de la roca esta depende de muchos
factores como son: el tamao y forma de los granos que se depositan, su clasificacin, el grado de
compactacin, la orientacin de los granos y el material de la matriz y el material cimentador. Ya
que existen rocas reservorios que tienen porosidad secundaria producto de la disolucin de las
calizas las cuales son lixiviadas por las aguas subterrneas y que adquieren una nueva red de
cavidades o grandes cavernas que estn comunicadas entre s.
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La compactacin es un fenmeno que reduce a estas dos propiedades ya que a mayor carga sobre
la roca reservorio esta se hace ms compacta y por lo tanto hay menor comunicacin entre los
fluidos.
Grfico 19. Representacin de la reduccin de la permeabilidad.
Fuente: Universidad Complutense de Madrid
Otro factor que disminuye esta relacin es el grado de cimentacin de la roca, mientras mayor sea
el grado de cimentacin de los granos menor es la porosidad y menor la capacidad de flujo de los
fluidos.
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MOJABILIDAD
La mojabilidad es un trmino descriptivo usado para indicar si una superficie rocosa tiene la
capacidad de ser revestido por una pelcula de petrleo o agua. Los surfactantes pueden absorber
en la interfase entre el lquido y la roca; y puede cambiar la carga elctrica de la roca, alterando la
mojabilidad.
En base a la mojabilidad, los fluidos pueden clasificarse en:
Mojantes: Son aquellos que tienen la mayor tendencia a adherirse a la roca, por lo general
es el agua ya que la mayora de las rocas yacimiento son preferencialmente mojadas por
agua.
No mojantes: Los que no se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente.
Grfico 20.Mojabilidad ngulo de contacto.
Fuente: www.lacomunidadpetrolera.com
El estudio de la mojabilidad se hace a travs de un ngulo denominado ngulo de contacto el
cual es definido como el ngulo formado entre la superficie y la lnea tangente al punto de contacto
entre la gota de lquido con la superficie. Este ngulo depende de la energa superficial del slido,
la energa interfacial y la tensin superficial del lquido.
Cuando menor a 90 el fluido es no mojante y mayor a 90 el fluido es mojante. Una tensin de
adhesin de cero indica que los fluidos tienen igual afinidad por la superficie. La mojabilidad tiene
slo un significado relativo. Tericamente, debe ocurrir mojabilidad o no mojabilidad completa
cuando el ngulo de contacto es 0 o 180 respectivamente. Sin embargo, un ngulo de cero es
obtenido slo en pocos casos.
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Diversos factores pueden ser afectados por la mojabilidad, como lo es:
La localizacin y saturacin de agua irreducible.
La distribucin de los fluidos en el yacimiento, es decir, localizacin de petrleo y agua en
el espacio poroso.
El valor y la localizacin del petrleo residual.
El mecanismo de desplazamiento.
El hecho de que una roca sea mojable por petrleo o por agua, incide en numerosos aspectos del
desempeo del yacimiento, particularmente en las tcnicas de inyeccin de agua y recuperacin
mejorada del petrleo. Suponer que una formacin es mojable por agua, cuando en realidad no lo
es, puede ocasionar daos irreversibles en el yacimiento.
Medicin de la Mojabilidad
Existen diversos mtodos para medir la preferencia de mojabilidad de un yacimiento. Las
mediciones obtenidas de los ncleos incluyen mediciones de imbibicin y de presin capilar por
centrifugado. Una prueba de imbibicin compara la imbibicin espontanea del petrleo y del agua
con el cambio de saturacin total obtenido mediante un proceso de inundacin.
1. Medicin de la mojabilidad en los ncleos: normalmente se utiliza la prueba de imbibicin
de Amott-Harvey, en una celda de imbibicin contiene una muestra con una saturacin Swirr en
agua.7 El petrleo expulsado se recoge en la parte superior de un tubo graduado.
Una celda similar, invertida, puede medir la imbibicin de petrleo, partiendo de Sor. En un
centrifugador, el tubo graduado se encuentra en un radio mayor que el ncleo para la recoleccin
de agua, y en una configuracin opuesta para recoger el petrleo. Las mediciones se ilustran en
una curva de presin capilar. La imbibicin espontanea de agua oscila entre S1 que es Swirr, y S2
con un nivel de presin capilar nulo. El ncleo se inunda con agua o se hace rotar en un
centrifugador, desplazndose a lo largo de la curva de presin capilar negativa hasta S4. La
imbibicin espontanea de petrleo oscila entre S4 y S3, luego un proceso de inundacin con
petrleo lleva la muestra nuevamente a S1, asumiendo que no se produjo ningn cambio en la
mojabilidad debido al proceso de inundacin. El ndice de imbibicin es la relacin entre el
cambio de saturacin espontanea lw, y el petrleo, lo. El ndice de Amott-Harvey es lw lo.
El ndice de mojabilidad USBM utiliza las reas presentes por debajo de las curvas de presin
capilar positiva y negativa. Este ndice es el logaritmo de la relacin de las areas.
7 Ammott E: Observations Relating to the Wettability of Pourus Rock, AIME 216 (1959)
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Grfico 21. Medicin de la mojabilidad en ncleos
Fuente: Oilfield Review, Schlumberger
2. Medicin del ngulo de contacto: los cristales representativos de las superficies de poros se
dejan reposar en salmuera de formacin simulada. Despus de que una gota de petrleo es
atrapada entre los cristales, se deja reposar al sistema nuevamente. Luego se desplaza el cristal
inferior. El petrleo se mueve sobre una superficie mojable por agua, proveyendo un ngulo de
contacto correspondiente al retroceso del agua (r).8
El agua se desplaza sobre la superficie que se dej reposar en contacto con el petrleo,
proveyendo un ngulo de contacto correspondiente al avance del agua (a).
Grfico 22. Medicin del ngulo de contacto
Fuente: Oilfield Review, Schlumberger
8 Oil Review Schlumberger (2007), Compression de la Mojabilidad
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SATURACIN (S)
La saturacin es definida como la fraccin del volumen poroso ocupado por un fluido en particular
(petrleo agua o gas). Esta propiedad se expresa matemticamente como:
De la misma forma si requiere calcular la saturacin de un fluido determinado, se lo hara as:
La saturacin de agua intersticial o connata (Swc), que es la saturacin de agua resultado de la
formacin de la roca, es importante porque reduce el espacio poroso disponible para el
almacenamiento de petrleo y gas.
Saturacin critica de petrleo (Soc)
Es la saturacin mnima de petrleo necesaria para que el petrleo fluya. Por debajo de esta
saturacin el petrleo no fluir.
Saturacin de petrleo residual (Sor)
Es el volumen de petrleo inmvil asociado al desplazamiento con agua o gas.
Saturacin de petrleo mvil (Som)
Es la fraccin de volumen poroso ocupada por petrleo mvil. Se define con la siguiente ecuacin:
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PRESIN CAPILAR (Pc)
Se define como presin capilar a la diferencia de presin que existe a travs de la interface curva,
que separa a dos fluidos inmiscibles, en condiciones de equilibrio.
La presin del fluido no mojante es mayor que la presin del fluido mojante y por lo tanto la
interface es curva y convexa con respecto al fluido no mojante. Por consecuencia la presin capilar
es la diferencia de presiones de la fase mojante y la fase no mojante.
La presin capilar puede ser positiva o negativa o en su caso cero si la interface es plana es decir,
no hay interface.
Donde:
Pc: Presin capilar
Pnm: Presin de la fase no mojante
Pm: presin de la fase mojante
La evidencia ms comn de la existencia de los fenmenos capilares, es la que se obtiene al
colocar un tubo capilar en un recipiente con agua y ver como el agua sube en el capilar, hasta
alcanzar el equilibrio.
Grfico 23. Diagrama de Presin Capilar
Fuente: Universidad Nacional Autnoma de Mxico
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La columna de agua que sube (o se absorbe) en el capilar es una medida de las fuerzas de
superficie en la curva de la interface lquida (entre los puntos A y B), las cuales soportan el peso de
esta columna. Si el fluido mojante lo constituye el petrleo en el tubo capilar, se presenta la
situacin sealada en la figura.
Grfico 24. Descenso de agua en un capilar, en un sistema agua petrleo (fase mojante: petrleo).
Fuente: Universidad Nacional Autnoma de Mxico
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PRUEBA DE RESTAURACIN DE PRESIN BUILD UP
La prueba Build UP consiste en tomar datos de presin y realizar el estudio de un yacimiento a
travs de un pozo que ha sido cerrado temporalmente para tal finalidad.
Uno de los principales objetivos de este anlisis es determinar la presin esttica del yacimiento
sin necesidad de esperar semanas o meses para que la presin del yacimiento se estabilice.
Esta prueba adems nos permite conocer algunos parmetros tales como:
Permeabilidad efectiva del yacimiento
Efectos de dao alrededor del pozo
Presencia de fallas
Algunas interferencias de la produccin del pozo.
Lmites del yacimiento, donde no hay un fuerte empuje por agua donde el acufero no es
de gran tamao comparado con el tamao del yacimiento.
Para la ejecucin de la prueba se asumen algunas caractersticas entre las cuales podemos
encontrar:
1.- Yacimiento:
Homogneo
Isotrpico
Horizontal o de espesor uniforme
2.-Fluido:
Se encuentra en una fase simple
Poco compresible
Viscosidad constante
Factor volumtrico de formacin constante
3.- Flujo:
Flujo laminar
No hay efecto de la gravedad
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Para efectuar la prueba, el pozo debe estar produciendo a una tasa constante por cierto tiempo
antes del cierre con el fin de establecer una estabilizacin de la presin en el rea de drenaje.
Posteriormente se cierra el pozo, generalmente este proceso se efecta en superficie, y se empieza
a tomar el tiempo de cierre y a registrar los valores de presin del pozo, los cuales deben comenzar
a aumentar o a restaurarse desde el valor de presin de fondo fluyente, hasta alcanzar un valor de
pseudo equilibrio con la presin esttica del yacimiento.9
Tomando la data de los cambios de presin a travs del tiempo de cierre, es posible estimar
aplicando principios matemticos de superposicin los parmetros anteriormente enunciados.
En el grfico siguiente se muestra como debe ser el comportamiento de la curva de la tasa respecto
al tiempo antes y despus del cierre del pozo, durante una prueba build up:
Grfico 25. Comportamiento de la curva de la tasa respecto al tiempo antes y despus del cierre
del pozo
Fuente: Ahmed Tarek, Reservoir Engineering Handbook
El grfico siguiente muestra cmo ser el cambio de presin de fondo fluyente del pozo con
respecto al tiempo
Grfico 26. Cambio de presin de fondo fluyente del pozo con respecto al tiempo
Fuente: Ahmed Tarek, Reservoir Engineering Handbook
9 Ahmed Tarek, Reservoir Engineering Handbook
http://3.bp.blogspot.com/_toZVzSIvdZM/SXE4RBh76VI/AAAAAAAAAOk/KP99MzSKjMk/s1600-h/graflujo.jpghttp://3.bp.blogspot.com/_toZVzSIvdZM/SXE38hvNZ4I/AAAAAAAAAOc/7UPEXT9kJcs/s1600-h/grafBHP.jpg
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La ecuacin que nos permite el clculo de la presin durante la prueba de presin Build up es:
[
]
Dnde:
Pi: presin inicial del reservorio, Psi
Pws: presin de la pared de la formacin durante la presin de Build up, Psi
tp: tiempo de flujo antes de cierre, hr.
t: periodo de cierre, hr.
Es importante destacar que Bo es el factor volumtrico del petrleo, es la viscosidad del fluido, K
la permeabilidad y h el espesor de la arena que drena al pozo.
El parmetro Tp corresponde a:
Dnde:
Np: produccin acumulativa antes del cierre, Bbl
Qo: rata de flujo estable antes del cierre, bbl/d
tp; tiempo total de produccin
La ecuacin de Pws (1), puede ser graficada en funcin de [(t+t)/t] y as se obtendr una recta
conocida como la grfica de Horner, que nos aportar la informacin necesaria para el clculo de
la presin esttica del yacimiento.
Grfico 27. Representacin para el clculo de la presin esttica del yacimiento
Fuente: Ahmed Tarek, Reservoir Engineering Handbook
http://3.bp.blogspot.com/_toZVzSIvdZM/SXE3nnzdN7I/AAAAAAAAAOE/rO3Cf1rxtv4/s1600-h/graPwsVst.jpg
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Donde s efectuamos una extrapolacin del valor: [(t+t)/t]=1, obtendremos el valor de la
presin para un tiempo de cierre infinito la cual se aproximar al valor de la presin esttica del
yacimiento, o matemticamente segn la ecuacin de Pws, quedar que el valor de la presin de
fondo fluyente es igual a la presin esttica del yacimiento.
Un modelo de los datos obtenidos por medio de la data del Build Up se representa en la siguiente
tabla:
Tabla 6. Modelo de datos de presin de Build Up
Fuente: Ahmed Tarek, Reservoir Engineering Handbook
http://3.bp.blogspot.com/_toZVzSIvdZM/SXE3TOJLF0I/AAAAAAAAAN8/3X1mFIZ6gjM/s1600-h/tablabuildup.jpg
49
Similares ecuaciones existen para el clculo de los otros parmetros que se pueden determinar por
medio de sta prueba, entre lo que se encuentra el factor Skin el cual me da indicios de las
condiciones de la formacin, si se encuentra daada se encuentra estimulada.
La ecuacin siguiente me permite conocer el factor Skin:
[ ( )
]
Dnde:
Pwf (t = 0): presin de flujo de fondo antes del cierre
m: pendiente del diagrama de Horner
k: permeabilidad, md
Donde la P1hr, se obtiene del grfico de Horner y Ct es la compresibilidad de la formacin.
Los valores de S, se pueden tabular y obtener la siguiente informacin:
Condicin ideal, S=0
Dao en la formacin, S mayor que 0
Estimulacin de la formacin, S menor que 0
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BASE TERICA DE ANLISIS DE LABORATORIO
Anlisis PVT
Realiza estudios detallados de los fluidos del yacimiento, estos se conducen en fluidos de
hidrocarburos representativos del yacimiento adquiridos por muestreo de fondo o por
recombinacin de muestras de superficie del separador.
Los datos generados por medio de estos servicios son esenciales para la prediccin del
comportamiento del yacimiento y de la mezcla del producto a travs de la vida productiva del
yacimiento.
El anlisis PVT tiene como objetivo simular correctamente el comportamiento de un
yacimiento durante la produccin del fluido, desde el yacimiento hasta los separadores, donde
es fundamental que la muestra sea representativa del fluido original en el yacimiento.
Entre los objetivos del anlisis PVT, se encuentran:
Determinar ciertos parmetros del yacimiento y condiciones actuales del pozo, para
predecir el futuro comportamiento del mismo.
Permite estimar nuevas reservas y disear la completacin del pozo ms adecuada a
las necesidades del mismo.
Permite saber si existe suficientes hidrocarburos que justifiquen los cortes de
perforacin de nuevos pozos o desarrollo de nuevos campos
http://www.monografias.com/trabajos10/petro/petro.shtml#hidrohttp://www.monografias.com/trabajos11/tebas/tebas.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos11/basda/basda.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos14/verific-servicios/verific-servicios.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos16/comportamiento-humano/comportamiento-humano.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos12/elproduc/elproduc.shtml
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Algunas pruebas que se realizan en el anlisis PVT son las siguientes:
1. Las Pruebas de Desplazamiento Diferencial: simulan el proceso de reduccin de la presin
que ocurre durante la produccin y predice los cambios en las propiedades del fluido asociadas
a la evolucin del gas en el aceite o de la condensacin de lquidos en un sistema rico en gas.
Grfico 28. Diagrama de desplazamiento diferencial
Fuente: La comunidad petrolera
P1 > P2 > P3
Este proceso se puede resumir en tres pasos:
La presin inicial del petrleo es mayor o igual a la presin de burbujeo (presin en la cual
la mezcla de hidrocarburos en fase lquida est en equilibrio con una cantidad infinitesimal
de gas, burbuja), para que se pueda liberar gas.
Se disminuye la presin causando la liberacin de gas, luego ste gas es removido de la
celda manteniendo la presin constante.
Se repite
