Embed Size (px)
Citation preview
UNIVERSIDAD TECNOLOGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERIA
CARRERA DE INGENIERIA EN PETRÓLEOS
ANÁLISIS PARA DETERMINAR EL USO DE MODIFICADORES
DE PERMEABILIDAD RELATIVA EN LA FORMACIÓN NAPO DE
LA CUENCA ORIENTE DEL ECUADOR.
TRABAJO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN
PETRÓLEOS.
OSCAR ALEJANDRO BANDA SALAZAR
DIRECTOR: ING. CARLOS JÁCOME
Quito, Mayo, 2012
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2012
Reservados todos los derechos de reproducción.
DECLARACIÓN
Yo OSCAR ALEJANDRO BANDA SALAZAR, declaro que el trabajo aquí
descrito es de mí autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún
grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
________________________
Oscar Alejandro Banda Salazar
C.I. 171466978 - 3
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis para determinar
el uso de modificadores de permeabilidad relativa en la formación Napo de
la cuenca oriente del Ecuador”, que, para aspirar al título de Ingeniero en
Petróleos fue desarrollado por Oscar Alejandro Banda Salazar, bajo mi
dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple
con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación
artículos 18 y 25.
______________________________
DIRECTOR DEL TRABAJO
Ing. Carlos Jácome
C.I. 1700585456
DEDICATORIA
En especial a Dios, el compañero inseparable en todos los momentos de mi
vida y el protector incondicional de todos mis actos y pensamientos.
A mis padres, Oscar Germán Banda y Mónica Salazar, mi apoyo y fuerza para
seguir adelante en mi profesión y la culminación exitosa de mi carrera
estudiantil.
A mi hermano, David Banda, mi orgullo y soporte en los momentos difíciles.
A mis tías, tíos, abuelos, primos y familia en general, ya que gracias a ellos me
forme con principios, educación y cultura.
A mi novia, Clara Lachmann, por los momentos difíciles junto a mí y la
comprensión durante mi etapa universitaria.
A mis maestros, formadores de mis destrezas y capacidades profesionales.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial, por los conocimientos brindados en
mi etapa como estudiante.
AGRADECIMIENTO
Un agradecimiento especial a mis padres, Oscar Germán Banda y Mónica
Salazar, por el apoyo brindado en todas las etapas de mi vida. Gracias por estar
presentes en los buenos y malos momentos y por su cariño incondicional.
A mi hermano David Banda por su paciencia y cariño en todos los períodos de
nuestra vida juntos.
A Halliburton Latín América S.A, por el apoyo en la realización de este proyecto
de titulación y por la flexibilidad en los horarios de trabajo.
A mi director de tesis Carlos Jácome, por el tiempo dedicado al presente
estudio.
A Walter Zuzart, guía fundamental en el desarrollo de este proyecto de
titulación.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial, por acogerme dentro de tan
prestigiosa institución y por la ayuda en mi formación profesional.
A mis maestros, por las horas de formación académica impartidas dentro y
fuera de las aulas de la universidad y por los conocimientos adquiridos.
A mis amigos, por todos esos momentos compartidos en la etapa universitaria y
el ánimo y respaldo en los instantes difíciles.
i
ÍNDICE
RESUMEN xiii
ABSTRACT xv
CAPÍTULO I 1
1.1 INTRODUCIÓN 1
1.2 OBJETIVO GENERAL 3
1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 3
1.4 JUSTIFICACIÓN 4
1.5 IDEA A DEFENDER 4
1.6 HIPÓTESIS 5
1.7 METODOS DE INVESTIGACIÓN 5
1.8 REVISIÓN DE LITERATURA. 5
1.9 PRUEBAS DE LABORATORIO 6
CAPÍTULO II 7
2. MARCO TEÓRICO 7
2.1 DESCRIPCION DE LA CUENCA ORIENTE DEL ECUADOR 7
2.1.1 ESTRATIGRAFIA DE LA CUENCA ORIENTE 10
2.2 PROPIEDADES DE LA ROCA 16
2.2.1 PERMEABILIDAD 16
ii
2.2.1.1 Permeabilidad Absoluta (Ka) 17
2.2.1.2 Permeabilidad al Líquido (Kl) 17
2.2.1.3 Permeabilidad Efectiva a un Fluido (KEF) 18
2.2.1.4 Permeabilidad Relativa a un Fluido (KRF) 18
2.2.2 POROSIDAD 19
2.2.2.1 Según su origen 20
2.2.2.2 Según la comunicación de sus poros 22
2.2.3 SATURACIÓN 24
2.2.3.1 Saturaciones de Agua connata. 25
2.2.3.2 Saturación Residual de una Fase 25
2.2.3.3 Saturación Crítica de una Fase. 26
2.2.3.4 Determinación de la Saturación en Formaciones Limpias. 26
2.2.4 TORTUOCIDAD 27
2.2.5 COMPRESIBILIDAD 27
2.2.5.1 Compresibilidad de la Matriz de la Roca (Cr) 29
2.2.5.2 Compresibilidad de los Poros (Cp) 30
2.2.5.3 Valores Promedio de Compresibilidad. 31
2.2.6 DEFORMACIONES ELÁSTICAS E INELÁSTICAS 31
2.2.6.1 Región Elástica. 32
iii
2.2.6.2 Región de Colapso de Poros. 32
2.2.6.3 Región Compactada. 32
2.2.7 HETEROGENEIDAD 33
2.2.8 MOJABILIDAD 34
2.2.8.1 Tipos de Superficie. 37
2.2.8.2 Mojabilidad en Superficies de Baja Energía. 37
2.2.9 CAPILARIDAD 38
CAPÍTULO III 39
3. MODIFICADORES DE PERMEABILIDAD RELATIVA (RPM) 39
3.1 CONCEPTO 40
3.2 VENTAJAS 41
3.3 APLICACIONES 42
3.3.1 CONTROL DE AGUA 43
3.3.1.1 Inyección de Polímeros 43
3.3.2 CONTROL DE POZO 53
3.3.2.1 Pérdidas de Circulación. 53
3.3.2.2 Tratamientos Ácidos. 56
3.4 TRATAMIENTOS PARA EL CAMBIO DE HUMECTABILIDAD DE LA
ROCA. 57
iv
3.4.1 SOLVENTES MUTUALES 58
3.4.1.1 Humectación por Agua. 58
3.4.1.2 Prevención de Emulsiones. 58
3.4.1.3 Limpieza de Formaciones. 59
3.4.2 SURFACTANTES. 59
3.4.2.1 Surfactantes Anionicos 60
3.4.2.2 Surfactantes Cationicos. 61
3.4.2.3 Surfactantes Nonionicos. 61
3.4.2.4 Surfactantes Amphotericos 62
3.4.3 PROCESO DE INYECCIÓN DE SURFACTANTES 62
3.4.3.1. Adsorción. 62
3.4.3.2. Precipitación y Retención 63
3.4.3.3. Fraccionamiento. 63
3.4.4.4 Efecto Cromatográfico. 63
CAPÍTULO IV 65
4. PRUEBAS DE LABORATORIO 65
4.1 PROCEDIMIENTO EN LABORATORIO 65
4.1.1 FACTOR DE RESISTENCIA RESIDUAL (RRF) 68
4.2 RETORNO DE PERMEABILIDAD 69
v
4.3 ANALISIS DE NÚCLEOS 72
4.3.1 NÚCLEO CASO 1 72
4.3.1.1 Procedimiento en Laboratorio (Caso 1) 72
4.3.1.2 Procedimiento con Factor de Resistencia Residual (Caso 1) 76
4.3.2 NÚCLEO CASO 2. 76
4.3.2.1 Procedimiento en Laboratorio (Caso2). 77
4.3.2.2 Procedimiento con Factor de Resistencia Residual (Caso 2). 79
4.4 COMPARACIÓN DE RESULTADOS. 80
4.5 CRITERIOS DE SELECCIÓN PARA LA INYECCIÓN DE QUÍMICOS 81
4.6 COSTO BENEFICIO DEL TRATAMIENTO 85
CAPÍTULO V 87
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 87
5.1 CONCLUSIONES. 87
5.2 RECOMENDACIÓNES 88
GLOSARIO DE TERMINOS 90
BIBLIOGRAFÍA 92
ANEXOS 93
vi
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1. Mapa Cuenca Oriente
Figura 2.2. Formaciones, miembros y ciclos del periodo cretácico
Figura 2.3. Secuencia sedimentaria típica para los 5 ciclos
Figura 2.4. Ciclos sedimentarios (cretácico en pozo “x”)
Figura 2.5. Columna estratigráfica cuenca oriente
Figura 2.6. Flujo de fluido a través de tubo capilar
Figura 2.7. Distribución de poros en la roca
Figura 2.8. Efecto de compresibilidad de la roca
Figura 2.9. Curva de variación de la Porosidad VS Esfuerzo
Figura 2.10. Diferentes efectos (Carga vs Deformación)
Figura 2.11. Ángulo de mojabilidad de la roca
Figura 2.12. Tipos de mojabilidad con respecto a una superficie
Figura 3.1. Película de polímero en el medio poroso
Figura 3.2. Curvas de permeabilidad relativa
Figura 3.3. Efecto de adsorción del polímero
Figura 3.4. Conificación de agua realizada en laboratorio
Figura 3.5. Conificación y Cresta
Figura 3.6. Conificación de agua
Figura 3.7 Canal de agua detrás del casing
Figura 3.8. Flujo canalizado detrás del casing
8
11
13
14
15
16
23
28
33
33
35
37
40
42
44
45
46
46
48
49
vii
Figura3.9. Movimiento del contacto agua – petróleo
Figura 3.10. Empuje lateral y de fondo de agua en yacimientos
Figura 3.11. Circulación de fluido de completación en pozo con work
over
Figura 3.12. Perdida de circulación y bombeo de fluido de control
hacia el pozo
Figura 3.13. Posicionamiento del polímero y el ácido
Figura 3.14. Estructura de un surfactante
Figura 3.15. Surfactante Aniotico
Figura 3.16. Surfactante Cationico
Figura 3.17. Surfactante Nonionico
Figura 3.18. Surfactante Amphoterico
Figura 3.19. Cambio de mojabilidad de la roca mediante inyección de
químicos
Figura 4.1. Equipos de laboratorio
Figura 4.2. Retorno de permeabilidad al petróleo
Figura 4.3. Retorno de permeabilidad al agua
Figura 4.4. Resumen de flujo (caso 1)
Figura 4.5. Resultados de flujo (caso 1)
Figura 4.6. Resumen de flujo (caso 2)
Figura 4.7. Producción del pozo antes y después del tratamiento
51
52
54
55
57
59
60
61
61
62
64
66
70
71
74
75
79
85
viii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1. Valores promedios de permeabilidad
Tabla 2.2. Valores promedios de porosidad
Tabla 2.3. Valores promedios de compresibilidad
Tabla 2.4. Ángulos de contacto y sus interacciones
Tabla 4.1. Etapas de inyección de fluidos
Tabla 4.2. Comparación de resultados de los casos de estudio
Tabla 4.3. Criterios de selección para la inyección de químicos
Tabla 4.4. Propiedades petrofísicas de los campos del Ecuador
Tabla 4.4. Propiedades petrofísicas en campos del Ecuador
(continuación)
Tabla 4.4. Propiedades petrofísicas en campos del Ecuador
(continuación)
Tabla 4.5 Volumen mensual de reducción de agua e incremento
del petróleo
Tabla 4.6 Costos beneficios del trabajo RPM
19
20
31
36
67
80
81
82
82
82
86
87
ix
ÍNDICE DE ECUACIONES
Ec. de Permeabilidad
Ec. de Permeabilidad al Líquido
Ec. de Permeabilidad Efectiva al Petróleo
Ec. de Permeabilidad Efectiva al Agua
Ec. de Permeabilidad Efectiva al Gas
Ec. de Permeabilidad Relativa al Petróleo
Ec. de Permeabilidad Relativa al Agua
Ec. de Permeabilidad Relativa al Gas
Ec. Porosidad
Ec. Dolomitización
Ec. Porosidad Total
Ec. Saturación medio poroso
Ec. Saturación
Ec. en Formaciones limpias
Ec. Factor de Resistencia de la Formación
Ec. de Tortuocidad
Ec. Compresibilidad
Ec. Compresibilidad de la matriz de la roca
Ec. Compresibilidad de los poros
Ec. Compresibilidad en función de la porosidad
17
17
18
18
18
19
19
19
19
22
24
24
24
26
26
27
29
29
30
30
x
Ec. Compresibilidad Total
Ec. Ángulo de contacto
Ec. Presión capilar
Ec. Presión de contacto agua/petróleo
Ec. Factor de Resistencia Residual
30
38
39
47
68
xi
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo I.
Permeabilidades y porosidades promedio de la cuenca oriente del
Ecuador
Anexo II
Programa de trabajo de químico controlador de agua
Anexo III
Tabla de contenido
Anexo IV.
Objetivo
Anexo V.
Estado mecánico del pozo X
Anexo VI.
Identificación del Problema
Anexo VII.
Problemas Relacionados al Yacimiento.
Anexo VIII.
Historia de Producción del Pozo X
Anexo VX.
Datos del Reservorio
Anexo X
93
94
95
96
97
98
99
100
101
xii
Perfiles Eléctricos del Pozo X
Anexo XI
Perfiles Eléctricos del Pozo X (II)
Anexo XII
Análisis mediante software Xero para el pozo X
Anexo XIII
Argumentos
Anexo XIV
Saturación de Petróleo
Anexo XV
Gráfica Presión VS Tiempo
Anexo XVI
Diseño Propuesto
Anexo XVII
Recomendaciones Generales
Anexo XVIII
Procedimiento Operacional
102
103
104
105
106
107
108
109
110
xiii
RESUMEN
La inyección de modificadores de permeabilidad relativa ha desarrollado una
gran importancia dentro de la industria petrolera, ya que es empleada como
técnica de recuperación secundaria, para reducir el corte de agua y aumentar la
producción de hidrocarburos.
Estos químicos ofrecen la opción de inyectar el tratamiento a la formación sin la
necesidad de aislar la zona productora de hidrocarburos, y dependen de la
litología de la formación, humectabilidad de la roca, permeabilidad, composición
del tratamiento, compatibilidad de los fluidos de formación con el polímero,
porosidad y de las condiciones de aplicación del mismo.
Es por esto que un estudio de la confiabilidad y selección de estos polímeros a
nivel de laboratorio, proporciona una ventajosa herramienta con el fin de
optimizar la implementación de esta tecnología, y de esta manera, elegir
correctamente los fluidos a inyectar antes de utilizar los modificadores de
permeabilidad relativa.
El presente trabajo se realizo de acuerdo a problemas reales de control de
agua, al realizar la inyección de RPM´s en la formación Napo del oriente
ecuatoriano y no obtener el efecto deseado después de evaluar su recuperación
de petróleo.
En el primer capítulo se realizó una introducción del problema de investigación,
también se describió la metodología que se uso en el proyecto, los objetivos,
hipótesis, justificación, idea a defender, entre otros.
En el segundo capítulo se describió la cueca oriente del Ecuador, su ubicación,
litología y geología. También se resumió las propiedades petrofísicas de la roca,
sus ecuaciones y gráficos, que nos sirvieron para la sustentación del análisis.
xiv
En el tercer capítulo se presentó las características principales de los RPM’s,
sus aplicaciones y los procedimientos para el cambio de humectabilidad de la
roca. Además se tabuló información de las propiedades petrofísicas de ciertos
campos del oriente ecuatoriano.
En el cuarto capítulo se analizó las pruebas de laboratorio generadas para el
estudio de este proyecto, y se comparó los resultados obtenidos de los 2 casos
a investigar, mediante graficas y el Factor de Resistencia Residual.
En el quinto capítulo se desarrollan las conclusiones y recomendación del
estudio en general.
xv
ABSTRACT
The modifier injection of relative permeability has developed a great importance
within the oil industry, since it is used like technique of secondary recovery, to
reduce the water cut and to increase the production of hydrocarbons.
These chemicals offer the option to inject the treatment to the formation without
the necessity to isolate the producing zone of hydrocarbons, and depend on the
lithology of the formation, wettability of the rock, permeability, composition of the
treatment, compatibility of the fluids of formation with polymer, porosity and of
the conditions of application of the same.
It is by that a study of the reliability and selection of these polymers at laboratory
level provides an advantageous tool with the purpose of to optimize the
implementation of this technology, and this way, to choose the fluids correctly to
inject before using the RPM.
The present work I am realised according to real problems of water control,
when realising the injection of RPM´s in the Napo formation of the ecuadorian
east and not obtaining the effect wished after evaluating its petroleum recovery.
In the first chapter an introduction of the investigation problem was realised, also
described the methodology that use in the project, the objectives, hypothesis,
justification, idea to defend, and others.
In the second chapter was described cuenca oriente of Ecuador, its location,
lithology and geology. Also summarized petrophysics properties of the rock, its
equations and graphs, were used that us for the sustentation as the analysis.
In the third chapter was presented the basic characteristics of the RPM's, its
applications and the procedures for the change of wettability of the rock. In
addition it added information to the petrophysics properties of certain fields of
the Ecuadorian east.
xvi
In the fourth chapter the analyzed of laboratory tests generated for the study of
this project, and the compared the results between of the 2 cases to investigate,
by means of graphic and the Factor of Residual Stenght.
In the fifth chapter are developed the conclusions and recommendation of the
general study.
CAPÍTULO I
1
CAPÍTULO I
1.1 INTRODUCIÓN
Para concretar el proyecto “Análisis para determinar el uso de modificadores de
permeabilidad relativa en la formación Napo de la cuenca oriente del Ecuador”
se ejecutara un estudio teórico científico de las propiedades y datos existentes
de la formación Napo y sus respectivas pruebas de laboratorio dentro de las
zonas a analizar. Por lo tanto el propósito de la investigación será comparar y
estudiar los núcleos de dichas zonas estableciendo las diferentes reacciones
de trabajo producidas.
Con el origen de la industria del petróleo han aparecido gran cantidad de
problemas asociados a la producción de agua en casi todo el mundo, como son
los costos asociados a la separación y tratamiento para la disposición del agua
por normas ambientales, la obstrucción al flujo de petróleo en el yacimiento por
problemas de conificación y aumento en su capacidad de flujo, problemas
asociados a corrosión. Estos problemas han llevado a la implementación de
mecanismos de control de la producción de agua con el fin de hacer más
rentable la producción de un campo.
Controlar la producción de agua es un objetivo primordial en la industria del
petróleo; producir 1 barril de agua requiere mucha más energía que producir el
mismo volumen de petróleo, por lo tanto, cada barril de agua producida
representa una cantidad equivalente de petróleo no producido, y es por eso
que esta producción debe ser controlada. El control de fluidos indeseados
dentro de la producción se hace mediante tratamientos conocidos como
“Conformance Technology”. Estos tratamientos aplican determinados procesos
2
a yacimientos y pozos para reducir la producción indeseada de gas o agua,
incrementando la eficiencia de recobro y cumpliendo con los objetivos
ambientales propuestos por la gerencia del proyecto. Aunque la
implementación de esta tecnología no implica un incremento en la producción,
estos procesos también pueden mejorar la rentabilidad de la empresa
operadora como resultado de los siguientes beneficios:
Larga vida productiva del pozo.
Disminución de los costos por reducción del corte de agua.
Minimización de los riegos ambientales.
Minimización de la cantidad de agua para los tratamientos de
disposición final.
Reducción de los costos de mantenimiento de los pozos.
Levantamiento artificial más rentable.
Prevenir la aparición o incremento de la producción de agua.
Se realizará un estudio para describir el uso de los RPM dentro de la formación
Napo detallando a nivel de laboratorio su fenomenología y las implicaciones que
gobiernan las aplicaciones de los tratamientos de control de agua, en particular,
aquellos tratamientos cuyo uso se basan en tecnología química. La inclusión de
un estudio de laboratorio previo a la aplicación de este tipo de tecnología tiene
como finalidad el efectuar una cuantificación de la efectividad de este tipo de
polímeros en la formación Napo de la cuenca oriente del Ecuador y de esta
manera optimizar el diseño y funcionamiento de los tratamientos RPM. Así,
3
muchos proyectos de control de la producción de agua cuyo uso se basa en los
tratamientos con RPM podrán mejorar sus resultados operacionales mediante la
introducción de este estudio de laboratorio para la verificación del
funcionamiento de los mismos.
Mediante la realización de distintos tipos de pruebas con este tipo de
tratamientos, se obtendrán mejores acercamientos a la evaluación de la
efectividad de esta tecnología en medios porosos, con esto se alcanzarán
valiosas conclusiones que permitirán orientar el estudio hacia la solución del
problema a tratar, tanto de la formación relacionada con los químicos utilizados
como de las condiciones de trabajo.
1.2 OBJETIVO GENERAL
Realizar un análisis para establecer los motivos por los cuales los RPM no
reaccionaron en ciertas áreas de la formación Napo en el oriente ecuatoriano y
con esto generar una respuesta a los problemas entre estos compuestos y la
formación.
1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
1. Realizar un estudio de núcleos de la formación involucrada, donde no
se obtuvo el objetivo deseado.
2. Describir el uso de los RPM en la formación Napo.
3. Establecer una metodología de laboratorio para la evaluación de
fluidos RPM en núcleos.
4
4. Analizar los núcleos de ciertas zonas saturándolas con fluidos RPM
y evaluar su comportamiento.
5. Identificar las causas que afectarían el uso de los modificadores de
permeabilidad relativa en la formación Napo.
1.4 JUSTIFICACIÓN
Los polímeros RPM están diseñados para modificar la permeabilidad relativa al
agua, que tiene como consecuencia la reducción de la producción de agua,
cuando tenemos una roca hidrófila sin afectar la producción de aceite o gas.
Sin embargo, el éxito de estos tratamientos RPM está ligado a la adsorción de
una capa de polímero de carácter hidrofílico por la pared del poro y la cual
depende a su vez de las condiciones de aplicación, litología, humectabilidad,
composición del tratamiento, compatibilidad de los fluidos de formación con el
polímero y de la permeabilidad y tamaño de poro de la roca.
Existen formaciones en las cuales este tipo de tratamientos no dió resultado,
debido a que la formación no es mojada por agua, en este caso el presente
estudio muestra metodología para tratamiento especial, y un análisis de las
razones por las cuales no surgió efecto este tratamiento. Generar así las
respuestas necesarias para justificar el trabajo al cliente y desarrollar un
historial de las características del área donde se realizaron las inyecciones de
RPM, para tenerlas en cuenta en posteriores trabajos.
1.5 IDEA A DEFENDER
Establecimiento de un análisis teórico científico probado en laboratorio para la
resolución del problema a investigar, realizando comparaciones de las
5
propiedades petrofísicas de ciertas zonas de la formación Napo de la cuenca
oriente del Ecuador, creando parámetros y respuestas a los problemas entre
estos compuestos químicos y la formación.
1.6 HIPÓTESIS
Los RPM ayudan a reducir la producción de agua en la formación sin afectar la
producción de hidrocarburos. Estos polímeros no presentaron el efecto
deseado en ciertas áreas de la formación Napo del oriente ecuatoriano.
Se comprobará con este análisis las diferentes razones por las cuales no se
desarrollo el efecto positivo deseado, utilizando reportes, datos y núcleos de
trabajos realizados y extraídos de la zona de interés.
1.7 METODOS DE INVESTIGACIÓN
Se realiza este análisis escogiendo el método científico, con base a
investigaciones exploratorias y descriptivas. El proyecto se basará en
investigaciones de campo, laboratorio e información textual realizadas con
análisis de las propiedades petrofísicas de las formaciones involucradas, y los
RPM de manera que este trabajo tiene una base documental. Con estos
métodos se puede generar un análisis y comparaciones entre varias muestras
de la formación Napo de la cuenca oriente del Ecuador y así llegar a los
objetivos deseados.
1.8 REVISIÓN DE LITERATURA.
Revisión de datos, documentos, reportes y archivos existentes de la zona
de interés a analizar para el desarrollo del tema a tratar.
6
Documentos en la red, manuales y libros afines al estudio.
1.9 PRUEBAS DE LABORATORIO
Extracción de muestras de la formación y simulación a las características
del yacimiento del trabajo realizado en el área de acuerdo a
procedimientos, normas y estándares de la industria.
CAPÍTULO II
7
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
En este capítulo se revisa la sustentación teórica que el estudio lo requiere.
Esta organizado por temas que aportarán en la línea investigativa del
proyecto.
2.1 DESCRIPCION DE LA CUENCA ORIENTE DEL ECUADOR
La Cuenca Oriente, localizada al este de los Andes ecuatorianos, forma parte
del sistema actual sub andino de cuenca, se extiende desde Colombia hasta
Argentina y se puede apreciar en la Figura. 2.1. Las actividades de exploración
petrolera en la cuenca oriente, especialmente durante los últimos años, han
proporcionado extensa información geológica y geofísica, la misma que permite
redefinir los sistemas depositacionales y la evolución geodinámica de la cuenca.
Clásicamente, la estratigrafía del relleno cretácico ha sido subdividida en 3
partes:
Hollín, Napo y la arenisca Basal de la formación Tena. La nomenclatura usada
para sus miembros y unidades es aquella establecida por Texaco en los años
60; sin embargo, esta nomenclatura es compleja y puramente descriptiva. La
Formación Hollín ha sido subdividida en dos miembros: Hollín principal y Hollín
superior. Por otro lado, la formación Napo ha sido especialmente subdividida en
tres diferentes miembros: Napo inferior, Napo medio y Napo superior. Se
propone una nueva subdivisión, resultado de la reagrupación de estas
unidades, asignando la categoría de grupo a la formación Napo y dividiendo la
misma en 4 formaciones: Napo Basal, Napo inferior, Napo medio y Napo
8
superior. Sin embargo, la mayoría de estudios han basado las relaciones
estratigráficas en datos netamente paleontológicos, aislando a la formación
Hollín y al miembro arenisca Basal Tena como secciones diferentes.
Las características de la cuenca oriente se basan principalmente en una
integración a través de las descripciones e interpretaciones sedimentológicas
de testigos de perforación de la mayoría de pozos exploratorios y de
afloramientos de la zona sub andina. Además, con los análisis de las
respectivas radiografías de pozos, correlaciones e interpretaciones de varias
secciones sísmicas regionales a través de la cuenca, se dieron a conocer sus
topes y bases, estratos y propiedades.
Figura 2.1 Mapa Cuenca Oriente del Ecuador
(Patrice Bady, 2004)
9
La sección cretácica de las formaciones, Hollín, Napo y Basal Tena en la
cuenca oriente ecuatoriana exhibe características bien definidas dentro de un
modo de estratigrafía secuencial. Sus miembros elásticos documentan las
variaciones estáticas ocurridas a escala global durante el período comprendido
entre el Aptiano y el Maastrichtiano, reflejando drásticos cambios
paleogeográficos, variaciones laterales de facies y fluctuaciones de la línea de
costa de hasta 200 km dentro de la plataforma marina somera oriente. Cada
secuencia depositacional incluye un límite erosivo a la base, que corresponde a
la incisión de valles fluviales durante la correspondiente caída del nivel del mar.
El relleno de estos valles durante el inicio de la transgresión está caracterizado
por sistemas fluviales y estuarinos, seguidos por la depositación del sistema
transgresivo principal y del prisma de alto nivel correspondiente a una
sedimentación marina somera. La mayoría de los ciclos sugiere típicamente una
transición de facies de este a oeste, de ambientes fluviales continentales y de
estuario a plataforma marina somera.
Así se pueden diferenciar cinco secuencias depositacionales: los ciclos
sedimentarios: Aptiano Superior-Albiano Superior, Albiano Superior-
Cenomaniano Inferior, Cenomaniano Inferior-Turoniano Inferior, Turoniano-
Santoniano y Carnpaniano-Maastritchtiano. Dentro de un marco de estratigrafía
secuencial, la variación relativa del nivel del mar a escala global, controló el
espacio de acomodación disponible y es el mecanismo que ejerció un control
regional sobre la distribución de los sedimentos, especialmente en los tres
primeros ciclos del margen cratónico continental preandino oriente. Sin
embargo el inicio de la compresión andina ejerció un control fundamental en la
sedimentación y en el espacio disponible para la acomodación de los
sedimentos a partir del Turoniano y durante los dos últimos ciclos
depositacionales, restringiendo estos ciclos al este de la cuenca oriente y
condensando los mismos al oeste en la zona subandina.
10
2.1.1 ESTRATIGRAFIA DE LA CUENCA ORIENTE
La sección sedimentaria Hollín - Napo - Basal Tena exhibe características bien
definidas dentro de un modelo de estratigrafía secuencial. Dichas formaciones
testifican variaciones bruscas de la línea de costa en la plataforma marina-
somera de la cuenca oriente en el Cretácico, y muestran cambios verticales y
laterales de facies a lo largo de la cuenca que interrumpen la imperante
sedimentación marina de baja energía. Dentro de un modelo de estratigrafía
secuencial, variaciones relativas del nivel del mar controlan el espacio
disponible para la acomodación de sedimentos y por lo tanto ejercen un control
regional sobre la distribución de facies sedimentarias en la cuenca. La
progradación de facies sedimentarias elásticas fluviales y de playa sobre facies
de plataforma marina-somera causada por las caídas del nivel del mar son
ejemplos claros de regresiones forzadas. Las regresiones forzadas se
caracterizan por:
La ocurrencia abrupta de depósitos clásticos de playa o sistemas
deltaicos de tipo estuarinos/fluviales sobre facies marinas más dístales.
La erosión profunda asociada a incisión de valles.
La presencia de límites de secuencias erosivos y discordantes en áreas
donde se concentró el "by-pass" sedimentario y concordantes en las
zonas más distales de plataforma.
En el período del Albiano al Maastrichtiuno, se reconocen múltiples ciclos
eustáticos. La mega secuencia Hollín - Napo - Basal Tena, caracterizada por
una serie repetitiva de areniscas, calizas y lutitas, registra dicha ciclicidad
asociada posiblemente a las fluctuaciones del nivel eustático ocurridas durante
el Cretácico. La Figura 2.2 ilustra los diferentes miembros de la mega secuencia
Hollín - Napo - Basal Tena, enfatizando los intervalos clásticos
11
correspondientes a las areniscas de Hollín Principal. T, U, M2, M1 y Basal
Tena.
Figura 2.2. Formaciones, miembros y ciclos del periodo cretácico.
(Patrice Bady, 2004)
Low
er
Up
per
12
La correlación de las caídas del nivel de base con la progradación de cuerpos
arenosos a través de la Cuenca Oriente es evidente, y es soportada por el
cuadro biostratigráfico, definido para cada uno de los miembros de la formación
Napo. La base de cada intervalo elástico representa un ejemplo del cambio
lateral de facies hacia el oeste y se lo define como un límite de secuencia de un
ciclo sedimentario. Este ciclo sedimentario ideal Figura 2.3, que registra la
variación completa del nivel de base, es reconocido en cada una de las
secuencias de la serie sedimentaria Hollín – Napo – Basal Tena como se indica
en la Figura 2.4, y que a continuación se describe. A la base comienza con
depósitos fluviátiles de arenas canalizadas erosivas, transportadas desde una
fuente localizada al sur - este de la cuenca. Este sistema fluviátil fue depositado
dentro de valles incisos con influencia estuarina como resultado del inicio de la
subida del nivel de base (LST).
Una vez que se llenó el estuario, una sucesión de depósitos marinos someros
se derramaron sobre los márgenes de los valles incisos y reflejan en conjunto la
transgresión de facies marinas hacia el este de la cuenca (sistema transgresivo
o TST). Intercalaciones de areniscas de marea, lutitas espesas marinas -
someras y calizas finas definen el máximo de inundación (MFS).
Estas pasan a depósitos de plataforma de calizas espesas con influencia
detrítica correspondiente al prisma de alto nivel (HST). Por otra parte en la
Figura 2.5 se muestra la columna estratigráfica de la cuenca oriente completa
con una breve descripción litológica de cada formación.
13
Figura 2.3. Secuencia sedimentaria típica para los 5 ciclos
(Patrice Bady, 2004)
14
Figura 2.4. 5 Ciclos sedimentarios (cretácico en pozo “x”)
(Patrice Bady, 2004)
POZO X
15
Figura 2.5. Columna estratigráfica cuenca oriente del Ecuador.
(Patrice Bady, 2004)
16
2.2 PROPIEDADES DE LA ROCA
Propiedades de las rocas, son todas aquellas que les permiten ser
diferenciadas unas de otras y reconocer a su vez ciertas cualidades de las
mismas (composición, edad, formación) en resumen su génesis y
características.
2.2.1 PERMEABILIDAD
Es la capacidad de un medio poroso para permitir el flujo de fluidos a través de
él. La unidad que empleamos en la permeabilidad es el Darcy. Y el Darcy lo
definimos como: La permeabilidad de un medio poroso si a través de él fluye un
solo fluido de 1 cp de viscosidad, a un caudal de 1 cm3/s, a través de un área
de 1 cm2 y con un gradiente de presión de 1 atm/cm, en la Figura 2.6 se puede
apreciar este fenómeno. La ecuación 2.1 muestra su forma matemática.
Figura 2.6. Flujo de fluido a través de tubo capilar.
17
[2.1]
Donde:
K: Permeabilidad (Darcys)
u: Viscosidad en la dirección de recorrido del fluido (cP)
L: Distancia que recorre el fluido
A: Sección transversal (cm2)h
ΔP: Diferencia de presión (atm)
q: Tasa de producción (cm3/s)
2.2.1.1 Permeabilidad Absoluta (Ka)
Es la propiedad del medio poroso que permite el paso de un fluido, cuando éste
lo satura al 100%. Esta depende exclusivamente de las características físicas
de la estructura porosa. Puede tenerse Kg Ko y Kw que quiere decir,
permeabilidad al gas, aceite y al agua respectivamente.
2.2.1.2 Permeabilidad al Líquido (Kl)
Es la permeabilidad de un medio poroso obtenida con el método de
Klinkenberg. Su ecuación matemática es:
[2.2]
Donde:
Kl: Permeabilidad al líquido
Kg: Permeabilidad al gas
M: Pendiente de la gráfica de 1/Pm Vs Kg
Pm: Presión media del flujo.
18
2.2.1.3 Permeabilidad Efectiva a un Fluido (KEF)
Se define la permeabilidad efectiva a un fluido como la permeabilidad del medio
ha dicho fluido cuando su saturación es menor del 100%. Puede tenerse,
permeabilidad efectiva al aceite, al agua y al gas y sus ecuaciones matemáticas
son:
[2.3]
[2.4]
[2.5]
2.2.1.4 Permeabilidad Relativa a un Fluido (KRF)
Es la relación de la permeabilidad efectiva a tal fluido con la permeabilidad
absoluta o la permeabilidad al líquido del medio poroso. La permeabilidad
relativa depende de las características tanto del medio poroso como de los
fluidos que saturan el medio, así como el grado de saturación que está
presente.
Este tipo de permeabilidad se expresa en porcentaje (%) o fracción de la
permeabilidad absoluta o en otros casos, se presenta en función a la saturación
de algún fluido, por ejemplo el agua a ciertas condiciones conocidas y sus
ecuaciones matemáticas son:
[2.6]
[2.7]
[2.8]
Los valores promedio de permeabilidad se los puede apreciar en la Tabla 2.1
19
Tabla 2.1 Valores promedios de permeabilidad
VALOR (mD) DESCRIPCIÓN
1 - 10 Baja
10 - 100 Buena
100 - 1000 Muy buena
>1000 Excelente
(S. Muñoz. 2000)
2.2.2 POROSIDAD
La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que
posee una roca y se define como la relación entre el volumen de espacios
porosos de la roca y el volumen total de la misma. Su ecuación matemática es
la siguiente:
[2.9]
La porosidad puede ser determinada por intermedio de registros, de
correlaciones y de coronas, siendo estos últimos los que dan valores más
confiables.
Los valores de porosidad se los puede apreciar en la Tabla 2.2
20
Tabla 2.2. Valores promedios de porosidad
(S. Muñoz, 2000)
Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser
mayor que el volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximo
valor teórico que puede alcanzar es 1. Muchas veces la porosidad es expresada
como un porcentaje, esta cantidad resulta de multiplicar la ecuación 2.9 por
100. La porosidad de una roca puede ser clasificada de dos maneras:
Según su origen.
Según la comunicación de sus poros.
2.2.2.1 Según su origen
De acuerdo a su origen, la porosidad puede ser clasificada en primaria o inter
granular y secundaria o inducida.
Porosidad Primaria o Intergranular
Es aquella que se origina durante el proceso de deposición de material
que da origen a la roca. En general las rocas con porosidad primaria
PORCENTAJE (%) DESCRIPCIÓN
0 – 5 Despreciable
5 – 10 Bajo
10 – 15 Regular
15 – 20 Buena
20 – 40 Excelente
21
presentan características más uniformes que aquellas que presentan
parte de su porosidad secundaria o inducida.
Porosidad Secundaria
Es aquella que se origina por algunos procesos naturales o artificiales
posteriores al momento en el cual los sedimentos que dieron origen a la
roca fueron depositados. Algunos procesos que dan origen a la
porosidad secundaria de una roca son: la disolución, las fracturas y la
dolomitización.
Disolución: Es un proceso mediante el cual se origina una reacción
química entre los fluidos que saturan el medio poroso y la matriz de la
roca. Este proceso origina una modificación en el volumen poroso del
sistema y por ende en la porosidad.
Fracturas: Las fracturas también contribuyen a la generación de
porosidad secundaria. Después de producirse la deposición de
sedimentos y originarse la roca, esta se puede encontrar sometida a
procesos geológicos de deformación originados por actividades
tectónicas que pueden generar fisuras o desplazamiento de los granos
que conforman la matriz de la roca.
Estas fracturas originan un aumento en el volumen de espacios que
pueden contener fluidos, lo que se traduce en un aumento en la
porosidad.
Dolomitización: Es un proceso mediante el cual la caliza se transforma
en dolomita. La reacción química que permite visualizar el proceso de
dolomitización se muestra en la ecuación 2.10:
22
[2.10]
El proceso de dolomitización ocurre cuando rocas carboníferas
(constituidas por calizas) entran en contacto con agua (con alguna
cantidad de magnesio disuelto), que circula a través del medio poroso. Al
entrar en contacto el magnesio esta desplaza al calcio, y debido a que el
magnesio es considerablemente más pequeño que el calcio, la roca
generada, luego del desplazamiento puede presentar una porosidad
mucho mayor. Es importante mencionar que la dolomita resultante de un
proceso de dolomitización presentará generalmente una porosidad
mayor a la caliza, donde se originó, sin embargo, desde el punto de vista
teórico, si el proceso de dolomitización fuera total, es decir, el magnesio
sustituyera completamente al calcio, la nueva roca podría presentar una
porosidad menor a la de la roca original.
2.2.2.2 Según la comunicación de sus poros
Debido a que el material cementante puede sellar algunos poros de la roca,
aislándolos del resto del volumen poroso, los poros se pueden encontrar unidos
entre sí, o aislados. Dependiendo de cómo sea la comunicación de estos poros,
la porosidad se puede clasificar de la siguiente manera:
Porosidad Total o Absoluta
Se define como la fracción del volumen total de la misma que no está
ocupada por matriz. La Figura 2.7 muestra la distribución de poros en la
roca.
23
Figura 2.7. Distribución de poros en la roca
Porosidad Interconectada o efectiva
Se define como el volumen total de la roca que representa espacios que
pueden contener fluidos y se encuentran comunicados entre sí.
Porosidad no Interconectada o no Efectiva
Es aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que
está conformada por los espacios que pueden contener fluidos pero no
están comunicados entre sí.
Como la sumatoria del volumen de los poros no interconectados más el
volumen de los poros interconectados es igual al volumen total de los
poros de la roca, entonces la porosidad absoluta o total del sistema es
igual a la sumatoria de la porosidad efectiva más la porosidad no
efectiva. La ecuación 2.11 muestra su expresión matemática.
24
[2.11]
Para nuestro estudio la porosidad de mayor importancia es la efectiva,
debido a que esta representa el volumen de espacios de la roca que
puede estar ocupado por fluidos movibles.
2.2.3 SATURACIÓN
La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la
fracción del volumen poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido. Su
ecuación matemática está definida por:
[2.12]
Donde:
Sx: Saturación de la fase X.
Vx: Volumen que ocupa la fase X.
Vt: Volumen poroso total de la roca.
La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran
presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1. Si
consideramos un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, tenemos la
siguiente expresión:
[2.13]
Donde:
So: Saturación de petróleo.
Sw: Saturación de agua.
Sg: Saturación de gas.
25
2.2.3.1 Saturaciones de Agua connata.
La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el
yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el
remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que
debido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por
los hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento.
Generalmente la saturación de agua connata se considera inmóvil; sin
embargo, al inyectar agua en un yacimiento, la primera que se produce tiene
composición diferente a la inyectada, lo que indica que el agua connata es
desplazada por la inyectada.
La determinación de la saturación inicial de agua se puede efectuar por tres
diferentes métodos:
Núcleos tomados en pozos perforados.
Cálculos a partir de la presión capilar.
Cálculo a partir de registros elétricos.
La saturación de agua connata se correlaciona con la permeabilidad, con el
área superficial y con el tamaño de los poros. A mayor área superficial y menor
tamaño de partículas, mayor es la saturación de agua connata.
2.2.3.2 Saturación Residual de una Fase
La saturación residual de una fase, generalmente expresada como Sxr, donde x
corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la saturación de
dicha fase que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un
proceso de desplazamiento.
26
2.2.3.3 Saturación Crítica de una Fase.
La saturación crítica de una fase, generalmente expresada como Sx, donde x
corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la mínima
saturación requerida para que una fase pueda moverse en el yacimiento, es
decir, corresponde a la máxima saturación a la cual la permeabilidad relativa de
dicha fase es cero.
2.2.3.4 Determinación de la Saturación en Formaciones Limpias.
La determinación de la saturación de agua a partir de registros eléctricos en
formaciones limpias con una porosidad inter granular homogénea está basada
en la ecuación de saturación de Archie’s que se muestra a continuación.
[2.14]
Donde:
Rw: Resistividad del agua de formación.
Rt: Resistividad verdadera de la formación.
F: Factor de resistividad de la formación.
F es obtenido usualmente a partir de mediciones de porosidad mediante la
siguiente ecuación:
[2.15]
Donde:
m: Factor de cementación.
a: Constante
27
2.2.4 TORTUOCIDAD
Los poros interconectados de la roca que representan los canales de flujo de
fluidos en el yacimiento no son tubos capilares rectos ni tampoco tienen pared
lisa. Debido a la presencia de inter fases entre fluidos, que originan presiones
capilares que afectan los procesos de desplazamiento, es necesario definir la
tortuosidad como la medida de la desviación que presenta el sistema poroso
real respecto a un sistema equivalente de tubos capilares. La tortuosidad se
expresa en la ecuación 2.16:
[2.16]
Donde:
Lr: Longitud real del trayecto del flujo.
L: Longitud de la muestra de roca.
De esta ecuación se puede apreciar que a medida que el medio poroso se
asemeja a tubos capilares rectos, la tortuosidad del sistema se aproxima a 1. El
menor valor de tortuosidad que se puede obtener es 1, el cual se obtiene
cuando la longitud real del trayecto del flujo es igual a la longitud de la muestra
de roca.
2.2.5 COMPRESIBILIDAD
Un yacimiento a miles de pies bajo la tierra se encuentra sometido a una
presión de sobrecarga originada por el peso de las formaciones suprayacentes.
La presión de sobrecarga no es constante y depende de factores como la
profundidad, naturaleza de la estructura, consolidación de la formación, tiempo
geológico, entre otros. La profundidad de la formación es la consideración más
importante, y un valor típico de presión de sobrecarga es aproximadamente 1/
28
psi por pie de profundidad. La Figura 2.8 muestra el efecto de compresibilidad
de la roca
Figura 2.8. Efecto de compresibilidad de la roca.
El peso de sobrecarga simplemente aplica una fuerza compresiva al yacimiento.
La presión en el espacio poroso de la roca normalmente no se acerca a la
presión de sobrecarga. Una presión de poro típica, comúnmente referida como
la presión del yacimiento, es aproximadamente 0.5 a 1/psi por pie de
profundidad, asumiendo que el yacimiento es suficientemente consolidado así
la presión de sobrecarga no se transmite a los fluidos en el espacio poroso.
La diferencia de presión entre la presión de sobrecarga y la presión interna de
poro es referida como la presión de sobrecarga efectiva.
Durante operaciones de reducción de presión, la presión interna del poro
decrece, por lo tanto, la presión de sobrecarga efectiva aumenta. Este
incremento origina los siguientes efectos:
Reducción del volumen de la roca.
29
Aumento del volumen de los granos.
Estos dos cambios en el volumen tienden a reducir el espacio poroso, y por lo
tanto, la porosidad de la roca. La compresibilidad generalmente decrece con
incrementos en la porosidad y en la presión de sobrecarga efectiva.
La compresibilidad de cualquier material (solido, líquido o gaseoso) en un
intervalo de presión dado y a una temperatura fija se define como el cambio de
volumen por unidad de volumen inicial causado por una variación de presión, la
cual se describe en la ecuación 2.17.
[2.17]
Como el término (∂V/∂P) T es negativo, se antepone el signo menos en la
ecuación 2.17 para que la compresibilidad sea positiva.
Existen dos tipos diferentes de compresibilidad que pueden ser distinguidas en
una roca, estas son:
2.2.5.1 Compresibilidad de la Matriz de la Roca (Cr)
Se define como el cambio fraccional en el volumen del material sólido y la roca
(granos) por unidad de cambio en la presión.
Matemáticamente, el coeficiente de compresibilidad de la roca está dada por la
ecuación 2.18:
[2.18]
El subíndice T indica que la derivada es tomada a temperatura constante.
30
2.2.5.2 Compresibilidad de los Poros (Cp)
El coeficiente de compresibilidad del poro se define como el cambio fraccional
en el volumen poroso de la roca por unidad de cambio en la presión y esta dado
por la ecuación 2.19:
[2.19]
La ecuación (2.19) puede ser escrita en términos de porosidad de la siguiente
forma:
[2.20]
Para la mayoría de los yacimientos de petróleo, la compresibilidad de la matriz
es considerada pequeña en comparación con la compresibilidad de los poros.
La compresibilidad de la formación es un término usado comúnmente para
describir la compresibilidad total de la formación y es igual a la compresibilidad
del volumen poroso.
Aunque la reducción del volumen poroso originado por cambios en la presión es
pequeña, esta se convierte en un factor importante que contribuye a la
producción de fluidos en yacimientos sub saturados.
Debe señalarse que la compresibilidad total de un yacimiento Ct, está definida
en la ecuación 2.21
[2.21]
Donde:
So, Sw, Sg: Saturación de petróleo, agua y gas respectivamente.
Co, Cw, Cg: Compresibilidad del petróleo, agua y gas respectivamente.
Cf : Compresibilidad de la formación.
31
2.2.5.3 Valores Promedio de Compresibilidad.
De acuerdo a estudios de laboratorio se presentan valores promedios de
compresibilidad de la formación (Cf). La tabla 2.2 muestra estos valores.
Tabla 2.3. Valores promedios de compresibilidad
(A. Da Silva, 2000)
2.2.6 DEFORMACIONES ELÁSTICAS E INELÁSTICAS
Es el esfuerzo efectivo al cual se encuentra sometida una roca en el yacimiento.
Esta deformación aumenta a medida que se producen los fluidos del yacimiento
y disminuye la presión, debido a que la presión de sobrecarga permanece
constante. En la Figura 2.9 se muestra una curva típica de la variación de
porosidad con el esfuerzo efectivo.
En esta gráfica se observan las siguientes regiones:
Arena consolidada 4 – 5 x10-6 lpc-1
Calizas 5 – 6 x10-6 lpc-1
Arenas semi consolidadas 2,0 x10-6 lpc-1
Arenas no consolidadas 30 x10-5 lpc-1
Arenas altamente no consolidadas 100 x10-5 lpc-1
32
2.2.6.1 Región Elástica.
Se observa una pequeña reducción en la porosidad a medida que aumenta el
esfuerzo. La roca se comporta elásticamente, de tal manera que al eliminar el
esfuerzo, la porosidad regresa a su valor inicial.
2.2.6.2 Región de Colapso de Poros.
A elevadas tensiones, los poros y los granos sufren un colapso caracterizado
por una reducción drástica de la porosidad.
La roca se comporta de forma inelástica, de tal manera que al eliminar el
esfuerzo, la porosidad adquiere un valor menor que el inicial. A este fenómeno
se le llama histéresis y se debe a la deformación permanente de la matriz de la
roca.
2.2.6.3 Región Compactada.
A muy elevadas tensiones, el colapso de los poros y los granos es total, y
ocurre una redistribución de los granos, lo cual produce una disminución en la
porosidad, que permanece aproximadamente constante con el incremento del
esfuerzo.
Figura 2.9. Curva de variación de la Porosidad VS Esfuerzo.
33
En la Figura 2.10 se puede apreciar los diferentes tipos de efectos aplicados a
las rocas según su composición natural.
Figura 2.10. Diferentes efectos (Carga vs Deformación)
2.2.7 HETEROGENEIDAD
Los yacimientos son cuerpos originados durante largos procesos geológicos
donde actúan diversos ambientes depositacionales tanto en tiempo como en
espacio. Como resultado de subsecuentes reorganizaciones físicas y químicas,
como compactación, solución, dolomitización y cementación, las características
del yacimiento son variables. Así la heterogeneidad de un yacimiento depende
en gran medida de los ambientes depositacionales y eventos subsecuentes.
Las características geológicas de las rocas que conforman los yacimientos son
variables y presentan variaciones laterales y verticales. Estas variaciones
pueden ocurrir a grandes distancias, o incluso a distancias muy cercanas.
34
La heterogeneidad de un yacimiento puede ser definida como la variación de
las propiedades del yacimiento en función del espacio. Idealmente, si el
yacimiento es homogéneo, la medición de propiedades en cualquier ubicación
describe completamente la distribución de dicha propiedad en todo el
yacimiento. La descripción de yacimientos homogéneos es bastante simple.
Si el yacimiento es heterogéneo, las propiedades del yacimiento varían en
función de la localización espacial. Estas propiedades pueden incluir
permeabilidad, porosidad, espesor, saturación, fallas, fracturas, entre otros.
Para una descripción apropiada de un yacimiento, es necesario predecir la
variación de estas propiedades como función de localizaciones espaciales.
Esencialmente existen dos tipos de heterogeneidades: vertical y areal.
Los métodos geo estadísticos son muy usados en la industria petrolera para
describir cuantitativamente los dos tipos de heterogeneidades del yacimiento.
2.2.8 MOJABILIDAD
Es la capacidad que tiene un líquido de extenderse y dejar una traza sobre un
sólido. Depende de las interacciones intermoleculares entre las moléculas
superficiales de ambas sustancias. Se puede determinar a partir del ángulo que
el líquido forma en la superficie de contacto con el sólido, denominado ángulo
de contacto; a menor ángulo de contacto, mayor mojabilidad.
La mojabilidad está relacionada con otros efectos, como la capilaridad.
Independientemente del valor de la mojabilidad, cualquier líquido sobre una
superficie sólida forma un casquete esférico. Algunas sustancias disueltas en el
agua pueden modificar su tensión superficial y por tanto su mojabilidad.
La mojabilidad depende de las fuerzas intermoleculares de los materiales en
contacto; las fuerzas adhesivas entre el líquido y el sólido provocan que el
líquido se extienda por la superficie, mientras que las fuerzas cohesivas del
líquido hacen que éste se agrande y tienda a evitarla.
35
El ángulo de contacto θ es el ángulo que forma el líquido respecto a la
superficie de contacto con el sólido, y está determinado por la resultante de las
fuerzas adhesivas y cohesivas. Como la tendencia de una gota a expandirse en
una superficie plana aumenta con la disminución del ángulo de contacto, este
ángulo proporciona una medida de la inversa de la mojabilidad.
Un ángulo de contacto pequeño (< 90°) indica que la mojabilidad es muy alta, y
el fluido se extenderá sobre la superficie; ángulos de contacto grandes (> 90°)
significan que la mojabilidad es baja y el fluido disminuirá el contacto con la
superficie, formando una gota compacta. En la Figura 2.11 se puede apreciar el
ángulo de contacto.
Figura 2.11. Ángulo de mojabilidad de la roca.
En el caso del agua, una superficie en la cual la mojabilidad sea alta se
denomina hidrofílica, y en caso contrario hidrofóbica. Las superficies
superhidrofóbicas presentan ángulos de contacto mayores a 150°,
produciéndose un escaso contacto entre la gota líquida y la superficie. Este
fenómeno se denomina efecto lotus.
Para líquidos distintos al agua, se utiliza el término liófilo para designar a la
condición de ángulo de contacto pequeño, y liófobo para ángulos de contacto
36
grandes. De modo similar, se utilizan los términos onmifóbico y onmifílico para
líquidos polares y apolares, respectivamente.
Tabla 2.4. Ángulos de contacto y sus interacciones
ÁNGULO DE
CONTACTO
GRADO DE
MOJABILIDAD
FUERZAS INTERMOLECULARES
S/L
INTERACCIONES
L/L
INTERACCIONES
Ɵ = 0 Perfecta Fuerte Débil
0< Ɵ<90o Alta Fuerte Fuerte
Débil Débil
90o≤ Ɵ<180o Baja Débil Fuerte
Ɵ = 180o Nula Débil Fuerte
(Halliburton, 2012)
En la Figura 2.12 se puede apreciar el tipo de mojabilidad con respecto a una
superficie. Así el fluido A posee una mojabilidad muy pequeña y un ángulo de
contacto muy grande (angulo obtuso), mientras que la mojabilidad de C es muy
grande y su angulo de contacto muy pequeño (ángulo agudo).
Figura 2.12 Tipos de mojabilidad con respecto a una superficie.
37
2.2.8.1 Tipos de Superficie.
Existen dos tipos principales de superficies sólidas con las que los líquidos
pueden interactuar. Tradicionalmente se han dividido en superficies sólidas de
alta y de baja energía. Sólidos como los metales, los vidrios y las cerámicas, se
conocen como “sólidos duros” porque sus enlaces químicos son muy fuertes.
Por tanto, es necesaria una gran cantidad de energía para romper dichos
sólidos; se les denomina superficies de “alta energía”. La mayoría de los
líquidos moleculares presentan mojabilidad completa al estar en contacto con
este tipo de superficies.
Por otro lado, entre las superficies de “baja energía” se encuentran los cristales
moleculares débiles, como los fluorocarbonos y los hidrocarbonos, en los que
las moléculas se encuentran unidas esencialmente por las interacciones entre
las mismas, ya sea mediante puentes de hidrógeno o fuerzas de Van der Waals
que no son más que fuerzas atractivas o repulsivas entre moléculas. En este
caso, la mojabilidad dependerá del tipo de líquido escogido, pudiendo ser
parcial o completa.
2.2.8.2 Mojabilidad en Superficies de Baja Energía.
Las superficies de baja energía interaccionan con los líquidos principalmente a
través de las fuerzas de dispersión (fuerzas de Van der Waals), Zisman observó
que:
El coseno del ángulo de contacto (cos θ) aumenta linealmente a medida que la
tensión superficial del líquido (γlv) disminuye. El determinó estos valores para
varios líquidos orgánicos. La mojabilidad es mayor cuanto menor sea θ, y por
tanto cuanto más elevado sea γlv.
38
Se define la tensión superficial crítica (γc) como la tensión superficial necesaria
para que la mojabilidad sea nula o 90 grados (cos Ɵ = 1). Este término es un
parámetro importante porque depende solamente de las características del
sólido.
[2.22]
Dónde:
Ɵ: Ángulo de contacto
γc: Tensión superficial crítica
γlv : Tensión superficial del líquido
Conociendo la tensión superficial crítica de un sólido, es posible predecir la
mojabilidad que tendrá una superficie:
La mojabilidad de una superficie está determinada por los grupos químicos de
la parte externa del sólido.
Las diferencias en la mojabilidad entre superficies que poseen estructuras
similares se deben al distinto empaquetamiento de los átomos. Por ejemplo, el
empaquetamiento de una superficie que posea cadenas ramificadas será peor
que una que posea cadenas lineales. La mojabilidad de una superficie puede
ser modelada mediante el efecto piro eléctrico.
2.2.9 CAPILARIDAD
La capilaridad es una propiedad de los líquidos que depende de su tensión
superficial la cual, a su vez, depende de la cohesión o fuerza intermolecular del
líquido y que le confiere la capacidad de subir o bajar por un tubo capilar.
Cuando un líquido sube por un tubo capilar, es debido a que la fuerza
intermolecular o cohesión intermolecular entre sus moléculas es menor que la
adhesión del líquido con el material del tubo; es decir, es un líquido que moja.
39
El líquido sigue subiendo hasta que la tensión superficial es equilibrada por el
peso del líquido que llena el tubo. Éste es el caso del agua, y esta propiedad es
la que regula parcialmente su ascenso dentro de tubos de diámetro muy
pequeño, sin gastar energía para vencer la gravedad.
Sin embargo, cuando la cohesión entre las moléculas de un líquido es más
potente que la adhesión al capilar, como el caso del mercurio, la tensión
superficial hace que el líquido descienda a un nivel inferior. La presión capilar
es descrita en la ecuación 2.23.
[2.23]
Dónde:
Pc: Presión Capilar
σ : Tensión Superficial
Ɵ: Ángulo de la Superficie
r : Radio
CAPÍTULO III
39
CAPÍTULO III
3. MODIFICADORES DE PERMEABILIDAD RELATIVA (RPM)
Son sistemas de polímeros de carácter hidrofílico solubles en agua. Estos
polímeros una vez hidratados, producen largas cadenas que se adhieren a la
roca ocupando parte del volumen poroso disponible al flujo, y debido a su
carácter hidrofílico, tienden a tener mayor preferencia hacia al agua que al
petróleo y por tanto ejercerán sobre el agua una resistencia adicional al flujo,
sin afectar significativamente el flujo de aceite.
Como se puede observar en la Figura 3.1, en un medio de preferencia
humectante al agua, una película de aceite fluye por el medio de los canales sin
tener ningún tipo de contacto con la superficie mineral. Por otro lado, el agua
fluye por las zonas cercanas a la pared del poro, estando en contacto
permanente con el RPM que fue anteriormente adsorbido por la roca, de esta
forma se asegura que el tratamiento de carácter hidrofílico ejerza una fuerza de
resistencia adicional al flujo de agua a través del medio poroso sin afectar de
sobremanera el patrón de flujo que el aceite ejerce desde el yacimiento hasta el
fondo del pozo desde las zonas no alcanzadas por el tratamiento.
Los polímeros que se usan para este tipo de soluciones incluyen polímeros de
alto peso molecular como las poliacrilamidas convencionales; sin embargo,
limitaciones en las condiciones de aplicación como altas temperaturas, altas
tasas de flujo, alta heterogeneidad de las formaciones y poca tolerancia a
ambientes salinos han llevado al uso de polímeros más resistentes a la
degradación como son las poliacrilamidas catiónicas (CAT) y las poliacrilamidas
parcialmente hidrolizadas (HPAM). Estos sistemas químicos una vez aplicados
40
y adsorbidos por la formación llegan a incrementar la resistencia al flujo del
medio hacia al agua entre 5 y 10 veces y hacia al aceite en factores menores
que 2. Esta modificación en la resistencia al flujo se puede caracterizar
mediante la definición de un factor denominado factor de resistencia residual
(RRF), el cual determina en última instancia la efectividad del tratamiento.
Figura 3.1. Película de polímero en el medio poroso
(Halliburton, 2004)
3.1 CONCEPTO
Se puede definir como un fluido que cuando es inyectado a la zona de interés
en el yacimiento reducirá potencialmente la permeabilidad relativa al agua sin
afectar la permeabilidad del petróleo.
41
Esto implica que hay un desplazamiento de las curvas de permeabilidad
relativa, de forma que cuando es alcanzada la saturación de petróleo residual
en la matriz de la roca la Kw/Ko es más baja.
3.2 VENTAJAS
Existen varias ventajas cuando se utiliza o se aplica dentro de un yacimiento
algún tipo de polímero que realiza el trabajo de modificante de permeabilidad
relativa entre los cuales puedo mencionar:
Reacciona con la superficie de la roca.
Altera la permeabilidad relativa.
Aumenta la producción.
No es un sellante de la porosidad.
No es necesario aislar la zona productora.
Controla la perdida de circulación.
Cero daño a la formación.
Cero obstrucciones, partículas sólidas dispersas, ni crosslinkers.
No requiere tratamientos de limpieza y remoción posterior.
Reduce tiempos de taladro.
En la Figura 3.2 se muestra las curvas de permeabilidad relativa antes y
después del tratamiento. Se puede observar que en la primera fase el petróleo
fluye en menor proporción que el agua, esto debido a factores como la
depletación del yacimiento, conificación del mismo, entre otros.
Por otra parte, el la segunda fase se puede apreciar la producción de
hidrocarburos después del tratamiento, generando un tapón hacia el agua y
dejando que el petróleo fluya hacia el pozo.
42
Figura 3.2. Curvas de permeabilidad relativa
(Halliburton, 2004)
.
3.3 APLICACIONES
Son varias las aplicaciones que se pueden obtener con la utilización de estos
compuestos químicos en el yacimiento debido a conificación de agua,
canalizaciones laterales de agua, empuje hidráulico de agua, perdidas de
circulación, entre otros. Básicamente se pueden mencionar:
Control de agua
Control de pozo.
43
3.3.1 CONTROL DE AGUA
Proceso que aplica tecnologías especificas a un pozo o yacimiento con el
objetivo de controlar la producción no deseada de agua o gas para mejorar la
eficiencia de recuperación y ganancias de la operadora. Entre estas están:
3.3.1.1 Inyección de Polímeros
Se utiliza un químico clasificado como Reductor de Permeabilidad Relativa
(RPM), el cual disminuye el flujo de agua materializando la separación de dicha
agua en el yacimiento, dando como resultando un incremento en la producción
de petróleo. El polímero trabaja por absorción en la superficie de la roca,
reduciendo la permeabilidad al agua de 7 a 10 veces más que al hidrocarburo.
La inyección de polímeros conduce a una mejoría en la relación de movilidad
agua/petróleo. Con este tratamiento se mejora la eficiencia de barrido de
petróleo afectando solo la producción de agua. Se inyecta el tratamiento a la
formación sin la necesidad de aislar la zona productora y depende básicamente
de:
Litología
Humectabilidad
Composición del tratamiento
Compatibilidad de los fluidos de formación con el polímero
Permeabilidad
Porosidad
Tamaño de poro de la roca.
La Figura 3.3. corresponde a una serie de polímeros asociados, los cuales se
adsorben a través de su radical hidrofílico a las paredes del canal poral; el
polímero crece dentro del canal poral a través de interacción de sus radicales
44
oleofílicos, quedando al final los radicales hidrofílicos en contacto con el fluido
que fluye por los poros. Para el caso de la zona productora de petróleo (donde
se tiene petróleo móvil y agua irreducible), el polímero se retrae desde que los
radicales hidrofílicos se repelen con el hidrocarburo móvil, permitiendo el flujo
sin obstáculos del mismo.
Figura 3.3. Efecto de adsorción del polímero.
(Halliburton, 2000)
En el caso de zonas productoras de agua (agua móvil y petróleo residual), el
polímero interactúa con el agua a través de sus radicales hidrofílicos,
disminuyendo su movilidad. En el caso de divergencia, el polímero actúa de la
misma manera, es adsorbido en la capa de agua irreducible impidiendo o
dificultando el pasaje de agua móvil.
Son varias las razones por las cuales se inyecta un polímero para el control de
agua de formación entre las cuales están:
45
Conificación
La conificación se presenta en pozos verticales, donde existe un contacto
agua / petróleo cerca a la zona cañoneada, en un reservorio cuya
permeabilidad vertical es relativamente alta. La conificación del fluido en
pozos verticales y la formación de cúspide (cresta) del fluido en pozos
horizontales, resultan de la reducción brusca de presión cerca de la
completación del pozo. Esta reducción de presión drena agua o gas
desde una zona adyacente conectada hacia la completación.
Eventualmente, el agua o el gas pueden ingresar a la sección perforada,
reemplazando toda o parte de la producción de hidrocarburo.
La tasa de producción de agua podría reducirse utilizando métodos de
control como son la inyección de polímeros, pero si la producción de
petróleo es demasiada baja, el tratamiento que se aplique para detener
la conificación debería aportar con al menos el doble de la producción de
petróleo para decir que el tratamiento es económicamente exitoso. En las
Figuras 3.4. y 3.5. se presentan ejemplos de conificación; una realizada
en pruebas de laboratorio y otra a condiciones de reservorio.
Figura 3.4. Conificación de agua realizada en laboratorio.
(Halliburton, 2009)
46
Figura 3.5. Conificación y Cresta
(Halliburton, 2004)
El problema de conificación ocurre en virtud a la permeabilidad vertical y
al exceso de producción que causa que el gradiente de presión sea
mayor que la fuerza gravitatoria. En la Figura 3.6 se muestra este tipo de
problema al producir hidrocarburos.
Figura 3.6. Conificación de agua.
(Halliburton, 2004)
47
Esto se debe a que la caída de presión que causa el flujo o producción
de agua es mayor que la fuerza gravitacional y lo podemos afirmar
mediante la ecuación 3.1.
[3.1]
Donde:
PWOC: Presión en el contacto agua petróleo, (psia).
Pwf: Presión de fondo fluyente, (psia).
Yw: Gravedad específica del agua.
Yo: Gravedad específica del aceite.
H: Distancia del fondo del pozo al contacto agua petróleo.
La ecuación 3.1 no habla de tiempo. Sin embargo, expresa que a
cualquier tiempo esta inigualdad se satisface ocurriendo
instantáneamente la conificación. También cuando la inigualdad no se
satisface no habrá conificación puesto que la presión de fondo fluyente
es controlable mediante la regulación de la rata de flujo. Luego, la
conificación es controlable.
Se prefiere manejar volúmenes de agua, es decir, tratar de no frenar la
conificación, pues resulta antieconómico, pero cuando la producción de
hidrocarburos con alto presencia de BSW se vuelve no rentable se
requiere disminuir el agua de formación sin afectar la producción, para
esto se procede a la inyección de polímeros los cuales van a actuar a
través de la permeabilidad relativa del agua, formando una capa entre el
poro de la roca y el agua, dejando el paso abierto al hidrocarburo. De
esta manera con un trabamiento rentable podemos aumentar la
producción bajando el porcentaje de agua de formación.
48
Canalización
La existencia de fallas en la cementación primaria, puede provocar que
se conecten zonas acuíferas con zonas de pago a través de canales de
agua. Estos canales permiten que el agua fluya por detrás del casing e
invada el espacio anular. Una causa secundaria es la creación de un
“vacío” detrás del casing cuando se produce arena.
El flujo de agua se puede detectar mediante los registros eléctricos
basados en la activación de oxígeno, como por ejemplo el WFL (Water
Flow Logs). La Figura 3.7 muestra lo que puede ocurrir en el pozo.
Figura 3.7. Canal de agua detrás del casing.
(Halliburton, 2004)
La solución principal es el uso de fluidos de cierre, como por ejemplo la
cementación forzada de alta resistencia con cementos micro finos,
dependiendo de las características del yacimiento, la aplicación de
49
polímeros (fluidos de resina) conocidos como geles cuyo trabajo es
detener el flujo en el anular. La ubicación generalmente se realiza con la
correlación de registros eléctricos del pozo. En la Figura 3.8 se muestra
este tipo de problema.
Figura 3.8. Flujo canalizado detrás del casing.
(Halliburton, 2004)
La aplicación de polímeros, geles o RPM depende de las características
del yacimiento, su petrofísica, las condiciones del pozo, el requerimiento
y objetivo del cliente. Conociendo estos parámetros se puede llegar a la
50
solución del problema y así satisfacer las necesidades. Es por eso que
se debe verificar si la canalización se encuentra en una zona productora
o fue originada por presencia de gas o acuíferos durante la
cementación. Así escogeremos la mejor opción de inyección de fluidos
de control según el maletín de productos de disponible para cada caso.
Empuje Hidráulico (movimiento del contacto agua – petróleo).
Si un contacto uniforme agua-petróleo asciende hacia la zona cañoneada
de un pozo durante la producción normal por empuje de un acuífero,
puede provocar una producción indeseada de agua. Esto ocurre en
cualquier parte donde la permeabilidad vertical sea muy baja. Este
problema se presenta en yacimientos donde el área de flujo es
demasiado grande. Por tanto, el contacto agua-petróleo asciende
lentamente debido a que la permeabilidad vertical es menor que 0,01mD.
Los diagnósticos no se basan solamente en el conocimiento de la
entrada de agua en el fondo del pozo sino en otros problemas que
también pueden provocar este mismo fenómeno.
Para pozos verticales este problema se puede solucionar fácilmente
realizando cementaciones con sistemas mecánicos, tales como tapones
de cemento o tapones químicos bombeados desde superficie con una
bomba de desplazamiento positivo y una línea de alta presión,
bloqueando de esta manera la entrada de agua hacia la tubería de
producción en el fondo del pozo.
Es necesario realizar un segundo tratamiento si el contacto agua-
petróleo (CAP) se mueve significativamente sobrepasando el tope del
tapón. La Figura 3.9 muestra como el CAP alcanzó una parte del
intervalo cañoneado.
51
En ese caso se puede inyectar otro tipo de tratamiento RPM, controlando
así la producción de agua y dejando fluir el hidrocarburo ya que estos
tipos de tratamientos no modifican la estructura química del petróleo.
Figura 3.9. Movimiento del contacto agua – petróleo.
(Halliburton, 2004)
En la Figura 3.10 podemos observar dos tipos de empuje hidráulico que
tenemos en fondo de pozo. El primero es un empuje lateral el cual lo
obtenemos cuando el agua empuja lateralmente al hidrocarburo por toda
la sección del anticlinal obligándolo a salir del yacimiento hacia el pozo
en producción. El segundo empuje es llamado de fondo el mismo que
52
ejerce presión en toda el área del hidrocarburo depletandolo y
cambiando su contacto agua / petróleo conforme sea producido.
En este empuje la producción de agua se incrementara ya que ocupara
el lugar del petróleo cuando quede un espacio vacío pudiendo llegar
hasta los perforados antes que se deplete el hidrocarburo.
Para evitar la producción de agua mediante este tipo de empuje se
puede proponer la inyección de polímeros RPM los cuales al ingresar por
los poros de la roca en el yacimiento actuaran sobre el agua de
formación, creando una capa sobre ella, restringiendo el flujo de la
misma y aumentando la producción de petróleo.
Figura 3.10 Empuje lateral y de fondo de agua en yacimientos.
(Halliburton, 2004)
53
3.3.2 CONTROL DE POZO
Con ligeras modificaciones el polímero RPM se usa en otra clase de servicio,
para evitar pérdida de fluido de completación / perforación en zonas de baja
presión. En Ecuador se utiliza exitosamente en operaciones de workover, para
cambios de bombas, evitando la pérdida de fluido de completación o control de
pozo hacia la formación, disminuyendo el peligro potencial de daño.
3.3.2.1 Pérdidas de Circulación.
Para problemas de pérdida de circulación en pozos, se utiliza un polímero que
actúa como divergente y como modificador de permeabilidad relativa al agua,
sin afectar la permeabilidad relativa al crudo, el cual es bombeado al pozo para
controlar la perdida de fluido de matado a la formación, y de esta manera evitar
el daño que produce los fluidos de completación. El fluido se puede dosificar
con cloruro de potasio para evitar el hinchamiento de las arcillas, antiespumante
para prevenir la formación de espumas y surfactante para evitar la formación de
emulsiones.
En la Figura 3.11 se puede observar el proceso de circulación sin perdidas en el
pozo, que se lo realiza en diferentes etapas de la completación y trabajos de
reacondicionamiento.
Cuando la circulación se pierde por efecto de canales o derrumbes, se procede
a la inyección de polímeros, los cuales son preparados y bombeados hacia la
formación desde superficie por unidades de estimulación. Estos polímeros
actúan como un tapón químico temporal, restringiendo el paso de fluido de
control hacia el yacimiento y retomando el control de circulación del pozo.
En la Figura 3.12 se observa las pérdidas de fluido de matado hacia la
formación, y el control que se implementa bombeando el polímero con la unidad
de estimulación.
54
Figura 3.11. Circulación de fluido de completación en pozo con work over.
55
Figura 3.12. Perdida de circulación y bombeo de fluido de control hacia el pozo
56
Este polímero es un fluido limpio y libre de sólidos, lo que lo hace ideal para ser
usado en casos de pérdidas de circulación en pozos horizontales, cuando el
pozo va a ser completado con rejillas. Otra ventaja de este sistema es que no
es necesaria la remoción del polímero para poner el pozo en producción,
ahorrando tiempo y dinero a la compañía operadora del campo.
3.3.2.2 Tratamientos Ácidos.
Los tratamientos de estimulación ácida son muy importantes dentro de la vida
productiva del yacimiento. Estos actúan como lavadores entre los poros de la
formación, limpiando el exceso de parafinas y sedimentos en el espacio poral
de la roca. También se usan para limpieza de bombas electro sumergibles y
como tratamiento anti escala.
Otra función de los RPM es la utilización de estos polímeros en el proceso de
acidificación. El procedimiento es inyectar el químico RPM en la formación y
posteriormente el ácido, así después de actuar el polímero en la roca y
sellando el paso del agua se procede a estimular, mejorando así la capacidad
de drenado de hidrocarburos sin que afecte al RPM antes inyectado.
En la Figura 3.13 se observa el posicionamiento del polímero y del ácido en el
yacimiento luego de ser inyectado y el incremento de la producción de petróleo
que genera. Los primeros cuadros muestran la inyección de acido
convencionalmente generando una buena estimulación aumentando la
producción de fluidos (agua / petróleo), mientras que los cuadros siguientes
muestran el tratamiento ácido trabajando con el polímero RPM reduciendo la
producción de agua.
57
Figura 3.13 Posicionamiento del polímero y el ácido.
3.4 TRATAMIENTOS PARA EL CAMBIO DE HUMECTABILIDAD
DE LA ROCA.
Los tratamientos de cambio de humectabilidad de la roca se los realiza previo a
un estudio en laboratorio; se analizan las propiedades del yacimiento
58
involucrado y mediante procedimientos de inyección de químicos tales como,
solventes mutuales, surfactantes, entre otros, se verifica si los cambios
efectuados en su humectabilidad son favorables para la implementación de
polímeros.
3.4.1 SOLVENTES MUTUALES
Los solventes mutuales son principalmente usados durante operaciones de
acidificación y cambio de humectabilidad de la roca, en formaciones con
presencia de silicatos; para ayudar a reducir o prevenir la adsorción de
surfactantes de tratamientos químicos a la formación.
Para tratamientos ácidos en areniscas, los solventes mutuales deben estar
presenten en la pre mezcla con HCl y bombeado a la cabeza de la etapa ácida.
Debido a que este solvente reduce la adsorción de surfactantes a la formación,
este provee beneficios adicionales tales como:
3.4.1.1 Humectación por Agua.
Combinado con surfactantes aniónicos, el Solvente Mutual humecta por agua
formaciones compuestas por areniscas. Cuando se combina con surfactantes
catióticos, los solventes mutuales reducen las tendencias de humectabilidad de
la roca por aceite y mejora las condiciones de humectabilidad de la formación,
previniendo la mojabilidad por aceite debido a la estabilización de emulsiones.
3.4.1.2 Prevención de Emulsiones.
Ayuda a mantener la compatibilidad de la superficie de los fluidos; incluso
dentro de la formación, las emulsiones son minimizadas. Adicionalmente, los
solventes mutuales no tienen ninguna propiedad emulsificante con
hidrocarburos.
59
3.4.1.3 Limpieza de Formaciones.
El solvente limpia la formación y reduce la saturación de agua alrededor del
mismo, aumentando así la permeabilidad de la formación adyacente al pozo.
El solvente mutual también mejora la limpieza en pozos de gas. Cuando los
surfactantes son adsorbidos por la formación, el ácido que penetra
profundamente en la formación genera una alta tensión interfacial, haciendo los
fluidos difíciles de remover. Un pre lavado con solvente mutual puede prevenir
este fenómeno.
3.4.2 SURFACTANTES.
Los surfactantes son químicos que rompen la tensión interfacial entre fluidos,
evitan la formación de emulsiones y reducen las fuerzas capilares que atrapan
el crudo en los poros de la formación. Se caracterizan por desplazar la mayoría
del crudo del volumen contactado del yacimiento. La estructura de un
surfactante se divide en 2 partes, la cabeza soluble en agua y la cola soluble en
aceite, como se muestra en la Figura 3.14
Figura 3.14. Estructura de un surfactante.
(Halliburton, 2005)
Se utilizan varios aditivos con el surfactante para protegerlo contra las sales
minerales del agua de formación; por la precipitación o secuestro de los
60
cationes divalentes. Los aditivos más populares son amonio, carbonato de
sodio y trifosfato de sodio.
Los surfactantes más empleados a nivel de campo son sulfonatos de petróleo o
sintéticos, los cuales pueden ser empleados en un amplio intervalo de
temperaturas a bajas salinidades. Por lo general se emplean sulfatos
oxialquilados y sulfonatos en combinación con sulfonatos de petróleo.
Los sulfonatos de petróleo con peso molecular del orden de 430-460 daltons
(para sales de sodio) producen tensiones ultrabajas con muchos crudos; sin
embargo no son muy solubles en agua, lo que indica que pueden salir de la
fase acuosa si disponen de otro sitio favorable o si están sometido a un cambio
notable. Un surfactante no debe ser ni demasiado hidrofílico ni demasiado
lípofílico, para producir una tensión interfacial ultra baja. Existen 4 clases de
surfactantes los cuales son:
3.4.2.1 Surfactantes Anionicos
Son moléculas orgánicas que al ionizarse forman una carga negativa, como se
muestra en la Figura 3.15
Figura 3.15. Surfactante Anionico
(Halliburton, 2005)
61
3.4.2.2 Surfactantes Cationicos.
Son moléculas orgánicas que al ionizarse forman una carga positiva, como se
muestra en la Figura 3.16.
Figura 3.16. Surfactante Cationico
(Halliburton, 2005)
3.4.2.3 Surfactantes Nonionicos.
Son moléculas orgánicas que no se ionizan y por lo tanto permanecen sin
carga, como se muestra en la Figura 3.17
Figura 3.17. Surfactante Nonionico
(Halliburton, 2005)
62
3.4.2.4 Surfactantes Amphotericos
Son moléculas orgánicas que pueden tener carga negativa, positiva o sin carga,
dependiendo del pH del fluido, como se muestra en la Figura 3.18
Figura 3.18. Surfactante Amphoterico
(Halliburton, 2005)
Los surfactantes están compuestos por grupos solubles en aceite y grupos
solubles en agua. La mayoría de formaciones son naturalmente humectadas
por agua y producen de mejor forma cuando permanecen humectadas por
agua. Se necesita usar el correcto tipo de surfactante para mantener
humectada la formación por agua.
3.4.3 PROCESO DE INYECCIÓN DE SURFACTANTES
El proceso de inyección de surfactantes hacia la formación lleva los siguientes
pasos:
3.4.3.1. Adsorción.
La adsorción del surfactante sobre la roca del yacimiento puede alcanzar
valores tan altos que tornan el proceso antieconómico. Por esta razón se
controla la adsorción combinándolos con solventes mutuales.
63
3.4.3.2. Precipitación y Retención
El surfactante puede también encontrar un ambiente físico-químico inadecuado,
por ejemplo en el caso de sulfonatos, iones divalentes disueltos de las arcillas.
Se sabe que los sulfonatos de calcio o de magnesio son insolubles en agua y
que por lo tanto precipitan; a veces pueden incluso migrar a la fase aceite y
perder su capacidad de producir tensiones ultra bajas.
3.4.3.3. Fraccionamiento.
Los surfactantes utilizados en RPM tienen que ser poco costosos, para que el
tratamiento sea rentable; en general son sulfonatos de petróleo, que contienen
una amplia distribución de pesos moleculares. Tales mezclas pueden
fraccionarse entre el agua y el aceite, con las especies de mayor peso
molecular. Como consecuencia la mezcla de surfactantes que queda en la fase
agua posee un peso molecular cada vez más bajo. Esto resulta en un cambio
en la formulación y como resultado se pierden las condiciones físico - químicas
para una formulación óptima.
Para prevenir esto, se combinan con solventes mutuales, los cuales reducen la
adsorción y previenen el fraccionamiento del compuesto.
3.4.4.4 Efecto Cromatográfico.
La mezcla de surfactante puede también fraccionarse en el proceso de
adsorción sobre la roca. Como el fluido se desplaza, esto significa que se
empobrece poco a poco en especies más adsorbidas, es decir las de mayor
peso molecular. El proceso es esencialmente semejante a una separación
cromatográfica.
64
En la Figura 3.19 se puede observar el cambio de mojabilidad de la roca
mediante la inyección de químicos.
Figura 3.19. Cambio de mojabilidad de la roca mediante inyección de químicos.
(Halliburton, 2005)
CAPÍTULO IV
65
CAPÍTULO IV
4. PRUEBAS DE LABORATORIO
En este capítulo se desarrollara un análisis de los núcleos de diferentes zonas
utilizados para evaluar el funcionamiento de los químicos RPM, exponiéndolos
luego de su trabamiento a diferentes tipos de fluidos y verificando mediante
curvas de permeabilidad relativa el aporte productivo que generara dicha
muestra. Con esto se obtendrán mejores aproximaciones a la estimación de la
confiabilidad de esta tecnología en medios porosos, y se alcanzaran
conclusiones que permitirán situar el análisis hacia la solución del problema a
tratar.
4.1 PROCEDIMIENTO EN LABORATORIO
Las pruebas de laboratorio se realizan en un porta núcleos, en el cual se puede
simular el flujo de fluidos a través de un medio poroso. También permite
cuantificar las propiedades petrofísicas del medio, mediante el seguimiento de
la presión y los volúmenes de fluidos presentes en la muestra. El esquema de
laboratorio se aprecia en la Figura 4.1.
La longitud de los núcleos es de aproximadamente 7cm y 3.8 cm de diámetro.
Agua de mar sintética es utilizada como salmuera dentro de la fase acuosa del
tratamiento, 2(NaCl 7.0463gr/lt, CaCl2(2H2O) 5.869gr/lt, MgCl2 (6H2O)
1.3614gr/lt). En la fase aceite se utiliza una muestra de crudo la cual se la
obtiene del pozo a tratar o de acuerdo al grado API que produce. Los fluidos y
el tratamiento se someten a un proceso de desaireación al vacío, con el fin de
66
remover el aire presente en ellos antes de ser sometidos a flujo a través de la
muestra.
Figura 4.1. Equipos de laboratorio.
(Halliburton, 2004)
Las condiciones de trabajo simuladas en todas las pruebas, se centran en
mantener la concentración y composición del tratamiento RPM constantes. Las
etapas de inyección de fluidos en la prueba se describen en la Tabla 4.1. En
cada una de estas etapas se fluyen aproximadamente 30 volúmenes porosos
de fluido a través de la muestra, a un caudal de inyección constante hasta
alcanzar la estabilización del diferencial de presión en toda la longitud de la
muestra.
67
En las etapas 3 y 7 se construyen curvas de permeabilidad relativa en la cara
de producción de la muestra. Con estas curvas se puede estimar la efectividad
del tratamiento mediante el cálculo del factor de resistencia residual (RRF).
Tabla 4.1 Etapas de inyección de fluidos
ETAPA PROCEDIMIENTO
1 M e d i c i ó n d e K a b s
2 Medición Ko
3 Medicion de Kw y Kr
4 Inyección del tratamiento
A Inyección del RPM a un caudal bajo
B Tiempo de remojo (18 Horas)
5 Medición Kw
6 Medición de Ko
7 Medición de Kw y K r
(Halliburton, 2012)
La inyección del tratamiento se realiza a una tasa baja, con el fin de no alterar la
distribución de fluidos conseguida antes de la aplicación del mismo, y además
con el fin de no exponer el polímero a altas tasas de cizalladura, evitando la
presencia de otro tipo de adsorción denominado “adsorción por puenteo”. El
tratamiento se deja en contacto 18 horas con la roca, con el fin de simular el
tiempo de cierre que requiere la operación en campo, y cuyo objetivo es
garantizar la adsorción del tratamiento en la formación. Antes y después de la
aplicación del tratamiento, se cuantifica la capacidad de flujo de cada fase
(aceite y agua) a través de la muestra, con el fin de determinar la reducción de
la misma provocada por la presencia del tratamiento. Las mediciones de
saturación durante toda la prueba, se realizan mediante un balance volumétrico
68
de los efluentes recolectados, y son corroboradas con la estimación de la
saturación en la última etapa mediante el método de destilación/extracción.
4.1.1 FACTOR DE RESISTENCIA RESIDUAL (RRF)
Para determinar la eficiencia del tratamiento se define el factor de resistencia
residual RRF a cada fase, la cual se muestra en la ecuación 4.1. Este RRF es la
razón que determina la eficiencia del tratamiento, comparando la permeabilidad
efectiva a la fase que se esté evaluando (agua / gas) antes de la inyección del
RPM, con la permeabilidad efectiva de dicha fase obtenida después de la
inyección del tratamiento. Es necesario tener en cuenta que este valor de RRF
debe ser calculado en un mismo punto de saturación, con la ayuda de las
curvas de permeabilidad relativa, con el fin de realizar estimativos reales acerca
de la efectividad del tratamiento, cuando iguales proporciones de fluidos se
encuentren en el medio poroso antes y después de la adsorción del polímero
por parte de la superficie mineral.
[4.1]
Donde:
RRF: Factor de Resistencia Residual
Ki: Permeabilidad efectiva a la fase i
Así un valor RRF > 1 indica que la permeabilidad efectiva a la fase que se está
analizando (agua / aceite) disminuyo después de aplicar el tratamiento y un
RRF < 1 indica lo contrario.
69
4.2 RETORNO DE PERMEABILIDAD
Las pruebas de retorno de permeabilidad sobre núcleos de la formación a tratar
se desarrollan en el laboratorio de mecánica de rocas, con el fin de predecir el
comportamiento de los fluidos a utilizar para estimular la formación. Se
considerara un ejemplo a continuación para explicar el procedimiento.
Se realizaron pruebas para comprobar el retorno de la permeabilidad, luego del
tratamiento, en dos casos: núcleo saturado en petróleo y núcleo saturado en
agua.
En el primero de los casos (retorno de permeabilidad al petróleo) y tal como
muestra la Figura 4.2, se realiza el siguiente esquema de bombeo:
Bombeo de salmuera API en la dirección de producción para saturar al
núcleo de agua.
Bombeo de petróleo en la dirección de producción para desplazar el
agua y saturar el núcleo de petróleo.
Se repiten los dos pasos anteriores, dejando al núcleo saturado en
petróleo, en condición de agua irreducible.
Luego se bombea el RPM en la dirección de tratamiento (contraria a la
de producción). El tratamiento es limitado a 10 volúmenes porales o
hasta alcanzar 500 psi de presión diferencial (el que ocurra primero).
Luego se bombea petróleo y se observa la permeabilidad final
alcanzada. En este caso la permeabilidad final, con respecto a la inicial,
fueron bastante similares, recuperándose el 96% de la misma, luego de
la circulación del RPM a través de él.
70
Figura 4.2. Retorno de permeabilidad al petróleo
En el segundo de los casos (retorno de permeabilidad al agua) y tal como
muestra la Figura 4.3, se realiza el siguiente esquema de bombeo:
Bombeo de salmuera API en la dirección de producción para saturar al
núcleo de agua.
Bombeo de petróleo en la dirección de producción para desplazar el
agua y saturar el núcleo de petróleo.
Bombeo de salmuera API en la dirección de producción para saturar al
núcleo de agua y dejar en núcleo en condición de petróleo residual.
71
Luego se bombea el RPM en la dirección de tratamiento (contraria a la
de producción). El tratamiento es limitado a 10 volúmenes porales o
hasta alcanzar 500 psi de presión diferencial (el que ocurra primero).
Luego se bombea salmuera API y se observa la permeabilidad final
alcanzada. En este segundo caso, se observa claramente el daño
ocasionado por el RPM a la permeabilidad al agua con una disminución
del 99%.
Figura 4.3. Retorno de permeabilidad al agua
72
4.3 ANALISIS DE NÚCLEOS
Los análisis de núcleos en laboratorio tienen como finalidad verificar las
condiciones de trabajo de los fluidos a inyectar dentro del yacimiento. Se han
desarrollado varias pruebas en núcleos de la formación Napo dando como
resultado las variables necesarias para la inyección adecuada de los
tratamientos RPM. A continuación se compararan varias pruebas como ejemplo
del buen y mal funcionamiento de estos tratamientos, sus razones y la
metodología que se debería aplicar como conclusión.
4.3.1 NÚCLEO CASO 1
Con la finalidad de controlar el agua en la formación Napo” T” de la Cuenca
Oriente, se realizaron pruebas de retorno de permeabilidad al núcleo Caso 1, el
cual se encuentra a 10238.3 pies de profundidad.
Las pruebas se realizaron pasando un flujo de tratamiento RPM y aceite a
través del núcleo de referencia de la formación, dando como resultado una
recuperación a la permeabilidad del aceite.
4.3.1.1 Procedimiento en Laboratorio (Caso 1)
El programa de bombeo a través del núcleo consistió en el siguiente esquema:
1. Bombeo de un pre flujo de Xileno a través del núcleo, usado antes de
comenzar la prueba para ayudar a remover posible presencia de
parafinas y asfaltenos. Se inyecta salmuera para establecer la
saturación inicial de agua.
2. Estabilizar el flujo de aceite.
73
3. Estabilizar el flujo de salmuera API para establecer la saturación
residual de agua.
4. Estabilizar el flujo de aceite para establecer la permeabilidad no
tratada al aceite a saturación residual de agua.
5. Tratar con una concentración de RPM basada en valores de
permeabilidad relativa determinados en el paso 3, usando agua con
7% KCl (usada como agua de mezcla) y 0.5% de surfactante.
6. Estabilizar el flujo de aceite para establecer recuperación de
permeabilidad al aceite después del tratamiento. Continuar
bombeando aceite antes de que el resto permeabilidad se estabilice
en 30 volúmenes porales.
7. Estabilizar el flujo de salmuera API.
8. Tratar con una concentración RPM determinada en base a valores
de permeabilidad relativa determinados en el paso 3, usando agua
con 7% KCl (usada como agua de mezcla) y 0.5% de surfactante.
9. Estabilizar el flujo de agua para establecer recuperación a la
permeabilidad al agua después del tratamiento.
En la Figura 4.4 se puede apreciar el procedimiento de bombeo a través del
núcleo del Caso 1 de la formación Napo “T”. Se simularon las condiciones de
yacimiento al inyectar salmuera y aceite, a una temperatura de 200 °F y un
caudal de 2 ml/min. Posteriormente se realizó la inyección del tratamiento a 10
ml/min a una presión de 500 psi; simulando de esta manera la inyección de
polímero en la formación. La longitud del núcleo fue de 4.601 cm y su diámetro
de 2.502 cm
74
Figura 4.4. Resumen de flujo (caso 1)
En la Figura 4.5 se puede apreciar los resultados de la prueba al núcleo del
Caso 1 de la formación Napo “T” y las etapas de limpieza, saturación, recobro
de aceite y recobro de salmuera. Se puede apreciar que después del
tratamiento, la recuperación de la permeabilidad relativa al aceite es del 172% y
una recuperación de la permeabilidad relativa al agua del 77% (27% valor no
75
tratado). Basado en esta información se puede señalar que la utilización del
tratamiento RPM fue apropiado para este tipo de formación, ya que modifico la
producción de agua en el núcleo, aumentando su capacidad de producción de
hidrocarburos.
Figura 4.5. Resultados de flujo (caso 1).
76
4.3.1.2 Procedimiento con Factor de Resistencia Residual (Caso 1)
Mediante la ecuación 4.1 para el Núcleo del Caso 1 se generaron los
siguientes valores:
Antes del tratamiento Después del tratamiento
Ko = 185 mD Ko = 325 mD
Kw = 75 mD Kw = 50 mD
< 1
Esto indica que la permeabilidad efectiva al petróleo aumento después del
tratamiento.
> 1
Esto indica que la permeabilidad efectiva al agua disminuyo después del
tratamiento, haciendo optimo el uso de polímeros de control de agua de
formación para este caso.
4.3.2 NÚCLEO CASO 2.
Se realizaron pruebas de laboratorio al núcleo Caso 2 para verificar su retorno
de permeabilidad, el cual se encuentra a 10006.4 pies de profundidad y
diagnosticar el funcionamiento del RPM en dicha zona.
77
Las pruebas se realizaron pasando un flujo de tratamiento RPM y aceite a
través del núcleo de referencia de la formación. En la figura 4.5 se observa que
la permeabilidad de la roca es relativa baja de acuerdo a la escala de
permeabilidad señalada en el capítulo 2.
4.3.2.1 Procedimiento en Laboratorio (Caso2).
El programa de bombeo a través del núcleo consistió en el siguiente esquema:
1. Bombeo de un pre flujo de Xileno a través del núcleo, usado antes de
comenzar la prueba para ayudar a remover posible presencia de
parafinas y asfaltenos. Se inyecta salmuera para establecer la
saturación inicial de agua.
2. Estabilizar el flujo de aceite.
3. Estabilizar el flujo de salmuera API para establecer la saturación
residual de agua.
4. Estabilizar el flujo de aceite para establecer la permeabilidad no
tratada al aceite a saturación residual de agua.
5. Tratar con una concentración de RPM basada en valores de
permeabilidad relativa determinados en el paso 3, usando agua con
7% KCl (usada como agua de mezcla) y 0.5% de surfactante.
6. Estabilizar el flujo de aceite para establecer recuperación de
permeabilidad al aceite después del tratamiento. Continuar
bombeando aceite antes de que el resto permeabilidad se estabilice
en 30 volúmenes porales.
78
7. Estabilizar el flujo de salmuera API.
8. Tratar con una concentración RPM determinada en base a valores
de permeabilidad relativa determinados en el paso 3, usando agua
con 7% KCl (usada como agua de mezcla) y 0.5% de surfactante.
9. Estabilizar el flujo de agua para establecer recuperación a la
permeabilidad al agua después del tratamiento.
En la Figura 4.6 se aprecia el procedimiento de bombeo a través del núcleo del
Caso 2 de la formación Napo “T”. Se simularon las condiciones de yacimiento al
inyectar salmuera y aceite, a una temperatura de 237 °F y un caudal de 5
ml/min. Posteriormente se realizó la inyección del tratamiento a 10 volúmenes
porales a una presión de 500 psi; simulando de esta manera la inyección de
polímero en la formación. La longitud del núcleo fue de 5.044 x 793 cm y su
diámetro de 2.502 cm.
Se observa una recuperación de aceite del 58.91% y un recuperación de
salmuera del 30.12% después del tratamiento.
Después del análisis realizado, se puede concluir que en esta muestra no se
obtuvo las ganancias necesarias y el aporte de los polímeros hacia la
formación, debido a que no se tuvo una buena recuperación de petróleo. Para
poder modificar la humectabilidad de la roca del Caso 2 y utilizar químicos
RPMs será necesario utilizar otro tipo de tratamientos antes, los cuales nos
ayudaran a cambiar la humectabilidad de la formación, los cuales se encuentran
descritos en el capítulo anterior.
79
Figura 4.6. Resumen de flujo (caso 2)
4.3.2.2 Procedimiento con Factor de Resistencia Residual (Caso 2).
Mediante la ecuación 4.1 para el Núcleo del Caso 2 se generaron los
siguientes valores:
Antes del tratamiento Después del tratamiento
Ko = 66.62 mD. Ko = 39.25 mD.
Kw = 79.87 mD Kw = 24.06 mD
80
> 1
Esto indica que la permeabilidad efectiva al aceite disminuyo después del
tratamiento. Se puede concluir que no se tuvo que implementar polímeros a
esta formación sin antes realizar un estudio y cambio de humectabilidad de la
roca, debido a que se redujo la fase oleosa y en general disminuyo la
producción de hidrocarburos aunque haya bajado también el corte de agua.
> 1
Esto indica que la permeabilidad efectiva al agua disminuyo después del
tratamiento.
4.4 COMPARACIÓN DE RESULTADOS.
De acuerdo a los análisis realizados e interpretación de graficas y ecuaciones
se comparó los resultados de los dos casos en estudio los cuales se pueden
observar en la Tabla 4.2.
Tabla 4.2. Comparación de resultados de los casos de estudio.
FORMACIÓN (NÚCLEO)
RRF AGUA RRF PETRÓLEO DETALLES
CASO 1 1.50 0.56 USO RPM
CASO 2 3.31 1.69 NO USO RPM
81
4.5 CRITERIOS DE SELECCIÓN PARA LA INYECCIÓN DE
QUÍMICOS
Para la aplicación de métodos de recuperación mejorada como la inyección de
polímeros, solventes y surfactantes, es necesario tener en cuenta criterios
básicos de selección de los mismos. De esta manera se sabrá si estos métodos
tendrán efectividad según las propiedades de los yacimientos. En la Tabla 4.3
se puede apreciar los criterios de selección necesarios para la inyección de
químicos. Se debe tener en cuenta que los guiones en las celdas significan que
los procesos químicos pueden trabajar sin la necesidad de un mínimo o máximo
establecido. No confundir recuperación mejorada con recuperación segundaria
o terciaria.
Tabla 4.3. Criterios de selección para la inyección de químicos.
CARACTERÍSTICAS DEL YACIMIENTO
PROCESOS QUÍMICOS DE INYECCIÓN
Polímeros Surfactantes
Gravedad del Petróleo, º API - -
Viscosidad del Petróleo, cp < 150 < 100
Profundidad, ft - -
Espesor de la zona, ft - -
Temperatura, º F < 250 < 250
Permeabilidad avg, md > 10 > 10
Transmisibilidad, (md - ft/cp) - -
Salinidad del agua de formación (Total Dissolved Solids TDS),
ppm < 200000 < 200000
Porosidad, Φ - -
Saturación del Petróleo, So > 0.40 0.20 - 0.35
PR, psia - -
(Hong, 2010)
82
Por otra parte se recopilaron datos de varios campos del oriente ecuatoriano;
para compararlos de acuerdo a los criterios de selección establecidos en la
Tabla 4.3 y tener una guía práctica para la inyección de químicos en el Ecuador.
En la Tabla 4.4 se puede apreciar estas propiedades.
Tabla 4.4. Propiedades petrofísicas de los campos del Ecuador.
Campo Bermejo Pungarayacu Shushufindi Sacha
Gravedad del petróleo °API
29.9 - 35.5 10,4 20 – 32 27 – 29
Viscosidad µ (cp) 13 200
Profundidad (ft) 4310 750 9772 10160
Espesor zona (ft) 50 18 10,5 46
Temperatura (°F) 78 88 200 218
Permeabilidad (md)
21
87 700
Transmisibilidad (md*ft/cp)
80,77 0
Salinidad (TDS) (ppm)
2078
13425
Porosidad (ø) 18 23,4 18,5 16
Saturación de petróleo So
64 42,4 68,5 74,82
PR (psia) 1045 325 2250 3300
(Ep. Petroecuador, 2012)
83
Tabla 4.4. Propiedades petrofísicas en campos del Ecuador
(continuación)
Campo Libertador Auca Cononaco Cuyabeno - Sansahuari
Gravedad del petróleo °API
28 – 39 20 – 32 17 - 34 20 - 29
Viscosidad µ (cp) 3,725 12,75 22,55 259
Profundidad (ft) 10600 10578 11233 8268
Espesor zona (ft) 20 57,5 35 12,21
Temperatura (°F) 223 207,5 212
Permeabilidad (md) 150 515 451
Transmisibilidad (md*ft/cp)
805,37 2322,55 0 21,26
Salinidad (TDS) (ppm) 37500
Porosidad (ø) 17 15,5 16,15 17,38
Saturación de petróelo So 48 74,5 76,2 59
PR (psia) 3800 4031,5 4325
(Ep. Petroecuador, 2012)
Campo Frontera Tapi-Tetete Lago Agrio Coca -
Payamino
Gravedad del petróleo °API
20 - 34.7 28 – 30 24 20 – 30
Viscosidad µ (cp) 2,52 2,66 - 12,73
Profundidad (ft) 9400 10175 9700
Espesor zona (ft) 21 14,4 54 18
Temperatura (°F) 220,5 165,5 - -
Permeabilidad (md) 450 630 93,5 402,5
Transmisibilidad (md*ft/cp)
3748,51 3410,53 - 569,128
Salinidad (TDS) (ppm) 42500 - -
Porosidad (ø) 14,5 15,6 16,5 14,9
Saturación de petróelo So 65 65 0,63 0,76
PR (psia) 3770 3780 1045 4250
84
Tabla 4.4. Propiedades petrofísicas en campos del Ecuador
(continuación)
Campo Yuca Culebra Yulebra
Anaconda Tigüino
Guanta Dureno
Gravedad del petróleo °API 19 - 30 19 – 29 21 - 30.5 26 – 32
Viscosidad µ (cp) 11,35 - 2,86 1,91
Profundidad (ft) 10426 10625 - 9105
Espesor zona (ft) 26 12,5 28,15 10,42
Temperatura (°F) 207 - 230 202,5
Permeabilidad (md) - - 250 321
Transmisibilidad (md*ft/cp) - - 2460,66 1751,21
Salinidad (TDS) (ppm) - 3165
Porosidad (ø) 16 15 - 14,5
Saturación de petróelo So 0,715 0,665 0,5477 0,7785
PR (psia) 4557 - 4504,5 4032,5
Campo Shuara Secoya Shushuqui Pichincha
Gravedad del petróleo °API
29 – 33 20 – 33 26 – 29 29,7
Viscosidad µ (cp) 1,201 1 1,201 1,201
Profundidad (ft) 8375 8375 8375 8375
Espesor zona (ft) 30 30 30 30
Temperatura (°F) 222 220 225 217
Permeabilidad (md) 1275 1275 1275 1275
Transmisibilidad (md*ft/cp)
31848,46 38250 31848,46 31848,46
Salinidad (TDS) (ppm) 28500 33066 35000 31375
Porosidad (ø) 16 16 16 16
Saturación de petróelo So
0,5 0,5 0,5 0,5
PR (psia) 2637 2600 2600 2600
(Ep. Petroecuador, 2012)
85
En el Anexo 1 se puede apreciar más detalladamente, las porosidades y
permeabilidades promedio de las zonas productoras, dentro de varios campos
de la cuenca oriente del Ecuador.
4.6 COSTO BENEFICIO DEL TRATAMIENTO
A lo largo de la vida productiva del pozo el yacimiento fue depletandose
paulatinamente, aumentando la producción de agua. La inyección de este
polímero redujo considerablemente el corte de agua, aumentó la producción de
hidrocarburos en el yacimiento, como se observa en la Figura 4.7. Los
volúmenes mensuales de reducción de agua e incremento de petróleo se
pueden observar en la Tabla 4.5
Figura 4.7 Producción del pozo antes y después del tratamiento.
86
Tabla 4.5. Volumen mensual de reducción de agua e incremento del petróleo.
TIEMPO AGUA (BLS) PETRÓLEO (BLS)
Mes 1 4500 2400
Mes 2 6300 2850
Mes 3 6000 3000
Mes 4 4500 3000
Mes 5 3900 3000
TOTAL 25200 14250
Aplicando el tratamiento al pozo candidato del (caso 1), se inyectó un volumen
de 700 barriles de RPM a un caudal de 1BPM y una concentración de 67 gpt,.
De acuerdo a la producción del pozo después del tratamiento, se minimizó el
aporte de agua en un 47%. Esto significa una disminución de 25200
barriles de agua en los primeros 5 meses de tratamiento. Los costos de
reinyección de agua están aproximadamente entre 0.45 y 0.50 $ por cada barril
de agua inyectada, este costo incluye los servicios de vacum, operadores de
campo, infraestructura, equipos, entre otros.
Se optimizó la producción de petróleo en un 82%, esto significa un aumento de
14250 barriles de petróleo en los primeros 5 meses de tratamiento, con lo cual
se puede concluir que el servicio se pagó con su misma producción en 32 días
de producción del pozo. Los valores totales se pueden apreciar en la Tabla 4.6
87
Tabla 4.6. Costos beneficio del trabajo RPM
DESCRIPCIÓN VOLUMEN (BLS) PRECIO/BARRIL ($) MONTO APROX ($)
Aumento Petróleo 14250 87 1 239750
Agua Reducida 25200 0.50 12600
TOTAL BENEF 1 252350
Total servicios 22000
Tratamiento 700 342 240000
TOTAL TRAT 262000
TOTAL BENEF – TOTAL TRAT 990350
CAPÍTULO V
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
En este capítulo se desarrollaran las conclusiones y recomendaciones de todo
el estudio en general, dando a conocer los beneficios y el aporte teórico
científico de este análisis, de acuerdo a los objetivos planteados al comienzo
del presente documento.
5.1 CONCLUSIONES.
Del análisis de los núcleos involucrados se pudo concluir la mojabilidad
de cada formación y la optimización de las mismas para la utilización de
Modificadores de Permeabilidad Relativa.
Se analizaron mediante núcleos, varias zonas de la formación Napo,
donde se definió su porosidad, permeabilidad compresibilidad, entre
otros.
Se recopilaros datos de varios campos del oriente ecuatoriano, y se
generaron tablas donde se describe su porosidad y permeabilidad
promedio de las zonas de mayor interés, en cada yacimiento.
Se describió el uso de RPM’s dentro de varias áreas de la formación
Napo, empleándolos para diversos usos en trabajos de work over,
acidificación, control de agua y control de pozos.
Se estableció una metodología apropiada para la evaluación en
laboratorio de fluidos RPM’s en núcleos, dando como resultado 2 tipos
de tratamientos dependiendo la humectabilidad de la roca.
Se analizaron dos tipos de núcleos de la formación Napo, saturándolos
con RPM’s y simulando las condiciones del yacimiento para evaluar su
comportamiento.
Se identifico que para formaciones humectadas por agua se debe
inyectar surfactantes anionicos junto con los RPM’s para continuar con la
fase hidrófila.
Se identifico que para formaciones humectadas por aceite, antes de
utilizar RPM’s se deben inyectar un solvente mutual junto con
surfactantes cationicos para cambiar la humectabilidad al agua, bajar la
producción de la misma y mejorar el recobro de petróleo.
En el caso de estudio 1 se aumento la recuperación de petróleo a un
87% y disminuyo el corte de agua en un 47%, generando una ganancia
de $ 990350 en los primeros 5 meses de tratamiento. Lo que le hace
rentable para este tipo de reacondicionamientos.
5.2 RECOMENDACIÓNES
Analizar la humectabilidad de las principales formaciones de la cuenca
oriente del Ecuador; para generar datos que faciliten la selección de
procesos químicos de inyección.
Utilizar los criterios de selección de recuperación mejorada para la
inyección de procesos químicos.
Implementar un laboratorio de mecánica de rocas en el Ecuador ya que
no se dispone del mismo en el país.
Para la elaboración de RPM’s en locación el agua debe ser
completamente limpia y filtrada con un pH menor de 7 y filtrada a máximo
de 5 um.
Cuando se trabaje con crudos de bajo grado API, se recomienda agregar
antiespumante a la mezcla para la prevención de espuma y surfactante
como anti-emulsionante.
Realizar un estudio de rentabilidad para la implementación a gran escala
de RPM´s dentro de la cuenca oriente del Ecuador.
Tener en cuenta que la longitud de la formación puede ser muy extensa y
todo el fluido RPM no puede estar en contacto con el yacimiento.
El bombeo de RPM´s no puede estar tomando direcciones radiales y por
ese motivo, parte del yacimiento no puede estar en contacto con el RPM.
Tener en cuenta que pueden existir heterogeneidades en el yacimiento,
afectando solo a ciertas partes de la formación.
Evaluar pozos vecinos para establecer condiciones de rentabilidad de
inyección de polimneros RPM´s
Homogeneizar despacio la mezcla de polímero en tanques limpios hasta
alcanzar un pH de 3.
GLOSARIO DE TERMINOS
API: American Petroleum Institute.
BSW: Porcentaje de agua y sedimentos en el petróleo.
CAP: Contacto Agua – Petróleo.
Cizalladura: Cortadura.
Cp: Compresibilidad de los poros.
Cr: Compresibilidad de la roca.
DP: Presión Diferencial.
GOR: Relación Gas – Petróleo.
H: Distancia del fondo del pozo al contacto agua petróleo.
K: Permeabilidad.
Kabs: Permeabilidad absoluta.
KCl: Cloruro de Potasio.
Kg: Permeabilidad al gas.
Ki: Permeabilidad efectiva a la fase i
Ko: Permeabilidad al petróleo.
Kr: Permeabilidad relativa.
Krw: Permeabilidad relativa al agua.
Kw: Permeabilidad al agua.
Lpc-1: Libra pulgada cuadrada-1.
mD: mili Darcy.
PPM: Partes por millón.
PWOC: Presión en el contacto agua petróleo.
Pwf: Presión de fondo fluyente.
RPM: Modificador de Permeabilidad Relativa.
RRF: Factor de Resistencia Residual (adimensional)
RRFo: Factor de resistencia residual al aceite (adimensional)
RRFw: Factor de resistencia residual al agua (adimensional)
Sg: Saturación de gas.
So: Saturación de petróleo.
Sw: Saturación de agua.
Vpi: Volúmenes porosos inyectados (adimensional)
WFL: Water Flow Logs
Workover: Reacondicionamiento de pozos.
Yo: Gravedad específica del aceite.
Yw: Gravedad específica del agua.
Ø: Porosidad.
BIBLIOGRAFÍA
Patrice Bady, Marco Rivadeneira, Roberto Barragán, (2004). La Cuenca
Oriente: Geología y Petróleo, Quito, Editorial: IFEA, IRD
Samuel Muñoz, (2000). Fundamentos de Ingeniería en Yacimientos,
Santander, Editorial: Ediciones Universidad Industrial de Santander.
Freddy Escobar, (2004). Fundamentos de Ingeniería en Yacimientos, Neiva,
Editorial: Universidad Surcolombiana
Ep. Petroecuador, (2012). Biblioteca Ep. Petroecuador, Registro Petrofísico de
Campos Productores, Quito, Editorial: PetroEcuador.
Halliburton, (2012). Production Enhancement-Halliburton Lybraries,
Recuperado 15 de Enero, 2012 de http://www.halliburton.com/ps/Default.
aspx?navid=2427&pageid=4976& categoryid=2&tab=true
Salager J. L. (2005), Recuperación Mejorada del Petróleo, Cuaderno FIRP
S357-C, Bogota, Editorial: Universidad de Los Andes.
Escobar V., Sanchez O. (2004). Nueva Metodología para la Evaluación de La
Efectividad de los Tratamientos RPM en Medios Porosos, Bogota, Editorial:
Halliburton.
Schramm L. L., Marangoni G. (1999). En Surfactant: Fundamentals and
Applications in the Petroleum Industry. American Chemical Society;
Washington, DC.
PDVSA-CIED, (1998). Métodos de Recuperación Mejorada con Aditivos
Químicos, Instituto de Desarrollo Profesional y Técnico, Caracas, Editorial:
PDVSA.
KOHLER N., (1991) Polymer treatment for water control in high temperature
production wells, USA, Editorial: SPE 21000.
LIANG J., (1992). Reduction of Oil and Water Permeabilities Using Gels, USA,
Editorial: SPE 24195.
LIANG J., (1994). Why do Gels Reduce Water Permeability More than Oil
Permeability, USA, Editorial: SPE 27829.
Luis Gómez, (2012). Recuperación Mejorada del Petróleo por Inyección de
Álcalis. Recuperado el 10 de Diciembre, 2011, de
http://www.petroleoamerica.com/2011/02/recuperacion-mejorada-del-petroleo-
por.html
Johanna Barreiro, (1997). Evaluación de pozos, control de la producción de
agua. Recuperado el 5 de Febrero, 2012, de http://yacimientos-de-
gas.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/control-de-la-produccion-de-
agua_10.html
Angel Da Silva, (2000). Curso de propiedades de la roca, compresibilidad.
Recuperado el 23 de Noviembre, 2011, de
http://www.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-roca-
yacimiento/definicion-de-la-porosidad.php
ANEXOS
93
ANEXOS
Anexo I.
Permeabilidades y porosidades promedio de la cuenca
oriente del ecuador.
Fuente: Petroamazonas.
Elaborado por: Alejandro Banda.
Petroamazonas Rio Napo
Limoncocha Paka Norte Eden Yuturi Oso Sacha
Øe(%) K(md) Øe(%) K(md) Øe(%) K(md) Øe(%) K(md) Øe(%) K(md)
T Sup 5 30 14 100 13 80 - - - -
T Prin 11 100 13 130 16 350 - - 15 280
T Inf - - - - - - - - 15 160
U Sup - - 12 85 13 600 - - - -
U Prin - - - - - - - - 16 140
U Inf 11 120 19 600 12 70 - - 16 130
Hollín
Sup - - - - - - - - 15 170
Hollín
Prin 13 300 - - - - 15 400 - -
94
Anexo II.
Programa de trabajo de químico controlador de agua.
95
Anexo III
Tabla de Contenido
96
Anexo IV.
Objetivos
97
Anexo V.
Estado mecánico del pozo X
98
Anexo VI.
Identificación del Problema
99
Anexo VII.
Problemas Relacionados al Yacimiento.
100
Anexo VIII.
Historia de Producción del Pozo.
101
Anexo VX.
Datos del Reservorio.
102
Anexo X
Perfiles eléctricos del pozo X.
103
Anexo XI
Perfiles Eléctricos del Pozo X (II)
104
Anexo X
Análisis mediante software Xero para el pozo X
105
ANEXO XIII
Argumentos
106
ANEXO XIV
Saturación de Petróleo
107
ANEXO XV
Gráfica Presión VS Tiempo
108
ANEXO XVI
Diseño propuesto
109
ANEXO XVII
Recomendaciones Generales
110
ANEXO XVIII
Procedimiento Operacional
