Con un mejor emplazamiento lateral en el yacimiento, se pueden utilizar diferentes tipos de pozos multilaterales para distintos propósitos y diferentes ambientes geológicos, como los que mostramos a continuación:
Accede a tanta arenisca como dos laterales simples, pero a un costo total menor
22 junio 2009
Venezuela y el petróleo pesado. Parte II
Venezuela y el petróleo pesado. Parte I
El primer campo venezolano importante de petróleo pesado, Mene Grande, se descubrió en 1914. Las areniscas someras que se encuentran a 168 m [550 pies] de profundidad, produjeron petróleo de 10.5°API, con regímenes de hasta 42 m3/d/pozo [264 B/D] por pozo.
Venezuela posee muchas acumulaciones de petróleo pesado, siendo el más la importante la de la Faja Petrolífera del Orinoco. Un pozo descubridor del año 1935 produjo crudo de 7°API a razón de 40 B/D, pero la Faja no se estudió en detalle hasta 1968. Estos estudios condujeron a Petróleos de Venezuela S.A (PDVSA) a realizar una importante campaña de cinco años, durante la cual se evaluaron varias técnicas de producción en frío y caliente. Se comprobó que las propiedades del yacimiento eran típicas de areniscas someras, no consolidadas de petróleo pesado.
A fines de la década de 1980, el costo de calentamiento no favoreció la viabilidad comercial de desarrollar la Faja. Sin embargo, años más tarde, varios factores se combinaron para mejorar la situación. El crudo de la Faja posee una viscosidad menor a cualquier densidad API que la mayoría de los petróleos pesados. 
Relación entre la viscosidad y la densidad API para diferentes áreas de petróleo pesado
Entonces, al poseer una densidad API extremadamente baja en comparación con otros crudos pesados, fue posible bombear petróleo sin el costo de calentamiento y obtener producciones de unos pocos cientos de barriles por día. Se necesitaban producciones más altas para un desarrollo económicamente viable, pero los regímenes de producción más altos provocaban una importante producción de arena y requerían bombas de fondo de pozo más poderosas. Los pozos horizontales resolvieron el primer problema, permitiendo tasas de flujo más altas con menos caída de presión, y por lo tanto, minimizando los problemas de producción de arena.
A partir del programa que se llevó a cabo a fines de la década de los 90 para caracterizar mejor el yacimiento, se determinó que el yacimiento no solo contenía depósitos fluviales sino también depósitos de canales distributarios y estuarios de marea. Y para drenar areniscas más más delgadas y más discontinuas, era obvio que se necesitarían tramos laterales adicionales y diseños de pozos más complejos. Debido al costo de un pozo nuevo completo, los pozos multilaterales ofrecían una solución atractiva.
Sin embargo, más tramos laterales no serían efectivos si no se desarrollaba la habilidad de ubicarlos con exactitud. Tres factores clave han contribuido a maximizar el conteo de arenisca y optimizar el emplazamiento: primero, una conversión de tiempo a profundidad precisa de los datos sísmicos 3D utilizando registros de los pozos estratigráficos; segundo, una identificación y correlación de los marcadores geológicos principales a través de todo el campo; y tercero, un conocimiento del espesor neto esperado y su distribución areal obtenido de un mejor modelo de facies sedimentarias. Luego, durante la perforación, los registros de resistividad y de rayos gamma adquiridos durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés) se integran con el volumen sísmico 3D y con los estudios de caracterización de yacimientos para comparar la formación hallada con la predicción geológica. Si fuera necesario, la trayectoria del pozo se modifica, o se desvía para optimizar la cantidad de arenisca perforada.
CURTIS, C., KOPPER, R., DECOSTER, E., et al. Artículo: Yacimientos de petróleo pesado de la revista: Oilfield Review. Invierno 2002/2003.
Drenaje Gravitacional Cruzado Asistido por Vapor (XSAGD)
Desde la aparición del método SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage), Drenaje Gravitacional asistido por vapor, han sido muchas las técnicas de recuperación térmica que se han desarrollado tomando como base este famoso método. El ciéntifico canadiense Roger Butler quizás nunca imaginó que su idea sería la piedra angular de muchos otros métodos y técnicas que aspiran poder conseguir el mayor factor de recobro de un yacimiento de crudo pesado o extra-pesado.
La idea de Butler es muy simple: perforar dos pozos horizontales en un mismo plano uno encima del otro. El pozo superior tendrá la función de inyectar vapor mientras que el inferior, producir petróleo. Al igual que todos los métodos de recuperación térmica, el vapor genera un aumento de temperatura en el crudo lo que a su vez origina una disminución en su viscosidad y un incremento en su factor de movilidad. Un crudo menos viscoso y más rápido a la hora de moverse a través de los poros de la roca podrá entonces descender debido al efecto de la gravedad hasta que el diferencial de presión del pozo inferior logre hacer que se produzca.
Una de las técnicas más recientes, inspiradas en el SAGD es la denominada Cross-SAGD o también conocida por sus siglas X-SAGD. Esta técnica, plantea básicamente una variación geométrica al SAGD. Los pozos siguen siendo horizontales aunque esta vez se colocan en planos distintos. John Stalder, creador del X-SAGD, afirma que esta pequeña variación en la ubicación de los pozos puede generar grandes ventajas a la hora de producir el máximo factor de recobro de un yacimiento.
En primer lugar, Stalder sostiene que uno de los problemas del SAGD es la posibilidad de que el sistema entre en un “cortocircuito” después de unos años de producción. Por cortocircuito se entiende que el pozo inferior empiece a producir directamente el vapor inyectado por el pozo superior. En este caso el petróleo producido sería mínimo comparado con la producción de vapor y las pérdidas monetarias generadas serían considerables. Si se pudieran separar los pozos tanto vertical como horizontalmente entonces la “cámara de vapor” podría ser alargada y así se evitaría entrar en cortocircuito. Por cámara de vapor se entiende la zona de alta temperatura generada producto de la inyección de vapor. Esta zona marcaría el espacio en el cual se encuentra el crudo afectado por la recuperación cuya viscosidad es baja comparada con la inicial.
Hasta los momentos no se han hecho estudios rigurosos acerca de las características del X-SAGD. En la Sociedad de Ingenieros de Petróleo (SPE) únicamente se encuentran dos artículos técnicos pertenecientes a Stalder que muestran las grandes bondades de este nuevo método. De demostrarse ciertas todas las ventajas enumeradas en estos estudios, el X-SAGD podría aumentar considerablemente el factor de recobro comparado con el SAGD. Sólo queda esperar por nuevas pruebas, experimentos y simulaciones que ayuden a aumentar el conocimiento sobre este nuevo método y su utilidad en la recuperación de petróleo; especialmente en estos días en los que cada barril de petróleo cuenta sin importar su ubicación, sus características o la dificultad asociada a su producción.
Referencias:
STALDER, John. SPE, ConocoPhillips Canadá. Cross SAGD (XSAGD). An Accelerated Bitumen Recovery Alternative.2007
STALDER, John. SPE, ConocoPhillips Canadá. Thermal efficiency and acceleration benefits of cross SAGD. Artículo técnico SPE #117244. Presentado en el International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium llevado a cabo en Calgary, Alberta, Canadá, del 20 al 23 de Octubre del 2008
18 junio 2009
Analogía de la ley de Darcy y otras leyes físicas
En el uso de la ley de Darcy para definir el flujo de un fluido en un medio poroso es a menudo encontrado que sistemas de flujos complejos hace una solución prácticamente imposible. En el análisis de la ley de Darcy es encontrado que esta es comparable con la ley de Ohm para la conductividad de la corriente eléctrica y la ecuación de Fourier para la conducción de calor en un solido.
Ley de Ohm, comúnmente escrita como:
Donde:
I = corriente, Amper.
E = caída de voltaje, Voltios.
r = resistencia del circuito, ohms.
Pero:
ρ= resistividad, ohm-m-
σ= 1/ρ = conductividad-
L = longitud del camino de flujo, cm.
A = área de la sección transversal del conductor, cm2.
Así:
Q = (k/µ) A (∆P/L)
[Q ~ I] [(k/µ) ~ 1/ρ = σ (∆P/L) ~ E/L ]
Usando la analogía entre fluido y sistemas eléctricos, es posible obtener soluciones de redes de flujo- fluido por el uso de redes eléctricas. Así la analogía entre sistemas de fluidos con parámetros eléctricos es posible.
La ecuación de calor de Fourier puede ser escrita como:
q= k´A (∆T/L)
Donde:
q = tasa del flujo de calor, Btu/hr.
A = área de la sección transversal, pies cuadrados.
∆T = diferencial de temperatura, °F.
K´= conductividad termal, Btu/ (hr)(ft)(°f)
Q ~ q (k/ µ) ~ k´ ∆P/L ~ ∆T/L
Las analogías listadas anteriormente son de gran uso en aquellos problemas complejos (ambos de calor y conducción eléctrica) que han sido solucionadas analíticamente, así la matemática puede ser extendida para la solución de problemas de flujo a través de medio poroso. Adicionalmente muchos problemas de flujo de fluidos que envuelven geometría compleja, puede ser solucionado por modelos eléctricos o de calores apropiados, medidos en tamaño y tiempo para conveniencia del comportamiento en el laboratorio.
Fuente: Amyx J. Petroleum Reservoir Engineering Physical Properties.
17 junio 2009
Flujo a Través de Fracturas
En yacimientos naturalmente fracturados normalmente la matriz (porosidad intergranular) tiene baja permeabilidad y contiene la mayor parte de los fluidos (96 – 99 % de crudo). Aunque estas fracturas contienen muy poco crudo, generalmente menor del 4 % del total, ellas juegan un papel importante en las ratas de flujo. La presencia de fracturas es común en rocas sedimentarias y se forman por tectonismo o reorientación del campo de esfuerzos.
El significado del las fracturas como medios para permitir el paso de fluidos se puede evaluar considerando una fractura simple extendida cierta distancia dentro de la roca, ver Fig. 2.8.a, usando la ecuación de hidrodinámica para flujo a través de placas paralelas:
h = altura o espesor de fractura, cm
w = ancho de fractura, cm
L = Longitud de fractura, cm
μ = viscosidad del fluido, poise
ΔP = Caída de presión, dinas/cm2
La velocidad de flujo a través de las fracturas es:
v = 9,869 x 10-9 kf (ΔP/μL)
fractura:
pueden hallar mediante:
Vof = Ah Φf (1- Swc)/ Bo
0.1 mD, entonces:
Fuente: FREDDY HUMBERTO ESCOBAR MACUALO, Ph.D. Fundamentos de ingeniería de Yacimientos.
13 junio 2009
Antecedentes de la Ecuacion Balance de Materiales. (Personajes Influyentes)
Existen diversos trabajos publicados acerca de los métodos de estimación de reservas de hidrocarburos. La mayoría de los trabajos se enfocan en varios aspectos del tema, que incluyen las leyes y principios fundamentales que gobiernan la extracción de fluidos, la derivación de las ecuaciones con base en la relación entre la cantidad de fluidos producidos y las propiedades del yacimiento, entre otros.
Esta sección esta basada en el trabajo realizado por Carlos García (Análisis de errores de presión y PVT sobre las estimaciones de balance de materiales, Tesis de Pregrado, Universidad Central de Venezuela, 2005).
Coleman, Wilde y Moore
Dentro de los primeros trabajos realizados acerca del tema se encuentra el de Coleman, Wilde y Moore. Su estudio se basó en la declinación de la presión del yacimiento posterior a la producción de petróleo y gas. Presentaron una ecuación que relaciona la presión del yacimiento, la cantidad de petróleo y gas producido, la cantidad de gas en el yacimiento y las propiedades de los fluidos del yacimiento.
Schilthuis
Presentó una forma modificada de la ecuación de Coleman, Wilde y Moore. La ecuación de Schilthuis se puede describir como un balance volumétrico entre las cantidades de petróleo, gas y agua producida, con la declinación de presión del yacimiento, la cantidad total de agua que pudo haber entrado al yacimiento y la cantidad total de petróleo y gas del yacimiento. La ecuación de Coleman, Wilde y Moore esta basada en las leyes de gases perfectos y soluciones perfectas, a diferencia de esta, la ecuación de Schilthuis usa la relación entre la presión y el volumen obtenido en el laboratorio a partir de muestras de petróleo y gas del yacimiento, resultando que la ecuación sea aplicable al estudio de yacimientos de alta presión.
Otra mejora de la ecuación de Schilthuis sobre la de Coleman, Wilde y Moore es una simplificación del procedimiento de cálculo involucrado, la mayoría de los términos usados en la ecuación de Schilthuis pueden ser leídos directamente de curvas provenientes del laboratorio.
Schilthuis, en la derivación de la ecuación, supuso que existe un estado de equilibrio instantáneo en el yacimiento. Esta suposición de equilibrio es tal que el yacimiento se comporta como si tuviese cantidades más pequeñas de petróleo y gas de las que realmente contiene. Tal estado de equilibrio nunca se alcanza. Una consecuencia de esto es que el contenido de hidrocarburos calculado mediante la ecuación de Schilthuis es siempre menor que el contenido real.
Se cree que la cantidad calculada de petróleo es esa porción del petróleo contenida en la parte permeable e interconectada que contribuye activamente al mantenimiento de la presión del yacimiento. Schilthuis llamó a este fenómeno “petróleo activo”.
La ecuación de Schilthuis no toma en cuenta la disminución en el volumen poroso debido al efecto combinado de la expansión del agua connata y la reducción del volumen poroso del yacimiento. Schilthuis también propuso un modelo de influjo de agua el cual expresa la tasa de influjo de agua dentro del yacimiento a un tiempo cualquiera, proporcional a la diferencia de presión entre la presión original del yacimiento y la presión en el yacimiento en un instante dado.
Old
Old expuso el uso simultáneo de la EBM y la ecuación de Hurst, aplicado al cálculo de las reservas de hidrocarburos. Estudió el comportamiento de un yacimiento de petróleo y evaluó las fuerzas naturales que actuaban en el yacimiento.
Odd afirmó que un uso importante de este método de análisis consiste en determinar el comportamiento de la presión.
Woods y Muskat
Woods y Muskat presentaron un procedimiento de análisis de mínimos cuadrados para resolver la ecuación de balance de materiales y su aplicación para estimar el petróleo en sitio a partir de observaciones de campo. El estudio concluyó que el balance de materiales por si mismo no puede, con seguridad, proporcionar una determinación única de las características físicas básicas del petróleo que se produce de un yacimiento. Sin embargo, el método proporciona una herramienta útil para estimar la intrusión de agua o para predecir el comportamiento futuro de un yacimiento, cuando existen datos de control determinados independientemente, tales como valores de petróleo y gas inicial en sitio.
Van Everdingen, Timmerman y Mcmahona
Everdingen, Timmerman y Mcmahona presentaron una forma modificada de la ecuación de balance de materiales aplicable a yacimientos con empuje parcial de agua. El método combinó la ecuación de balance de materiales con la ecuación de influjo de agua de Hurst-Van Everdingen, para obtener valores confiables del petróleo activo original en sitio y una evaluación cuantitativa del influjo de agua acumulado. El método de solución usa el método de mínimos cuadrados para obtener dos ecuaciones normales a partir de un cierto número de ecuaciones de balance de materiales. El método de desviación normales fue utilizado para determinar el valor de petróleo en sitio asociado con el valor más confiable de los intervalos de tiempo reducidos.
Hawkins
Hawkins presentó una extensión de la ecuación de balance de materiales aplicable a yacimientos volumétricos subsaturados por encima del punto de burbujeo mediante la inclusión de un término que toma en cuenta la presencia de agua intersticial y su compresibilidad.
Tracy
Tracy presentó una forma simplificada de la ecuación de balance de materiales de Schilthuis. En la ecuación, los términos de petróleo producido acumulado, gas producido acumulado e influjo neto de agua se multiplican por diferentes factores de presión. El método estima tasas gas-petróleo instantáneas junto con producción incremental de petróleo.
Havlena y Odeh
Havlena y Odeh presentaron un método en el cual la ecuación de balance de materiales se expresa como la ecuación de una línea recta. El método consiste en graficar un conjunto de variables versus otro, dependiendo de los mecanismos de empuje del yacimiento del yacimiento. Este método proporciona un tercer y necesario criterio que sólo una solución exitosa de la ecuación de balance de materiales debería satisfacer. El método fue aplicado a varios casos de campo. El método ha demostrado ser el mejor en términos de la interpretación de los cálculos de balance de materiales.
Dake
Dake consideró la disminución en el volumen poroso de hidrocarburos debido al efecto combinado de la expansión del agua connata y la reducción en el volumen poroso, la cual no fue tomada en cuenta por Schilthuis al derivar la forma general de la ecuación de balance de materiales.
Fuente: Balance de Materiales en Yacimientos de Petróleo con Gas Disuelto, Prof. José R. Villa, Ingeniería de Yacimientos II
12 junio 2009
Pérdida de Circulación
La pérdida de lodo hacia las formaciones se llama pérdida de circulación o pérdida de retornos. Desde el punto de vista histórico, la pérdida de circulación ha sido uno de los factores que más contribuye a los altos costos del lodo. Otros problemas del pozo, como la inestabilidad del pozo, la tubería pegada, e incluso los reventones, son consecuencias de la pérdida de circulación. Además de las ventajas claras que se obtienen al mantener la circulación, la necesidad de impedir o remediar las pérdidas de lodo es importante para otros objetivos de la perforación, como la obtención de una evaluación de la formación de buena calidad y el logro de una adherencia eficaz del cemento primario sobre la tubería de revestimiento. La pérdida de circulación puede producirse de una de dos maneras básicas:
1. Invasión o pérdida de lodo hacia las formaciones que son cavernosas, fisuradas, fracturadas o no consolidadas. Las formaciones agotadas de baja presión (generalmente arenas) son similares en lo que se refiere al potencial de pérdida de circulación.
Las zonas cavernosas o fisuradas Están generalmente relacionadas con las formaciones de carbonatos de baja presión.
2. Fracturación es decir la pérdida de lodo causada por la fracturación hidráulica producida por presiones inducidas excesivas (Figura 1).
La fracturación hidráulica comienza y la pérdida de circulación ocurre cuando se alcanza o se excede una determinada presión crítica de fractura. Una vez que una fractura ha sido creada o abierta por una presión, puede que sea difícil repararla (“cerrarla”) y es posible que no se pueda restablecer la integridad original de la formación, como se demostrará a continuación en la Figura 5. La pérdida de circulación puede persistir, aunque la presión sea reducida más tarde. Ésta es una de las razones por las cuales es mejor pretratar e impedir la pérdida de circulación que permitir que ocurra.
Figura 1: secciones de perdida de circulación.
Donde:
a: Arena no consolidada y Grava de alta permeabilidad.
b: Zona cavernosa o fisuradas en carbonato (caliza o dolomita).
c: Fracturas naturales, fallas y zona de transición en carbonatos o lutitas duras.
d: Fracturas inducidas por exceso de presión.
Medidas Preventivas
Una buena planificación y prácticas de perforación apropiadas son los factores claves para impedir la pérdida de circulación, minimizando las presiones excesivas sobre la formación. Varias medidas pueden ser tomadas para impedir o minimizar la pérdida de circulación:
1. Colocar la tubería de revestimiento en la zona apropiada, de manera que el gradiente de fractura de la formación en la zapata de cementación de la tubería de revestimiento sea suficiente para soportar el cabezal hidrostático de los lodos más pesados que son requeridos para balancear las presiones en las formaciones subyacentes.
2. Minimizar las presiones de fondo.
Fuente: Libro M I Drilling Fluids