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ACADEMIA MEXICANA DE INGENIERIA
"EXPLOTACION DE YACIMIENTOS DE GAS, GAS Y
CONDENSADO Y ACEITE VOLATIL
FERNANDO SAMANIEGO V., PEMEX Y UNAN
CONTEN 1 DO
u,
RESUMEN 1
INTRODUCC ION
1
ADMINISTRACION DE YACIMIENTOS u ,
1
YACIMIENTOS DE GAS, GAS Y CONDENSADO, Y ACEITE VOLATIL
YACIMIENTOS DE GAS
Estimación del Factor de Daño Real de la Formación s para Condiciones de Gasto Variable del Pozo a Alta Velocidad.
Simulación Numérica del Comportamiento del Campo Reynosa Profundo.
YACIMIENTOS DE GAS Y CONDENSADO
Validación de Aná.lisis PVT
Inyección de Agua en Yacimientos de Gas y Condensado
u,
YACIMIENTOS DE ACEITE VOLATIL
1. Caracterización de los Fluidos de Yacimientos que Presentan Composición Variable.
1
2. Mantenimiento de Presión por Medio de la Inyección de Nitrógeno en el Casquete del Campo Cantarell.
EXPLOTACION DE YACIMIENTOS DE BAJA PERMEABILIDAD
OPTIMIZACION DE LA EXPLOTACION DE UN YACIMIENTO
CONCLUSIONES
NOMENCLATURA
REFERENCIAS junio 18, 1992
1
INTRODUCCION
Un area de la Ingeniería Petrolera estrictamente relacionada con
la explotación de yacimientos, la constituye la Ingeniería de
Yacimientos. Actualmente esta área se incluye dentro de una
mayor, conocida como la Administración de Yacimientos. La
producción de hidrocarburos a través de la formación productora,
- de las tuberías de los pozos y en las instalaciones superficiales,
requiere de una fuente de energía. La energía necesaria para
propiciar esta producción a través de este sistema está contenida
en la formación productora sometida a presión (por todos los
estratos que superyacen a ella hasta la superficie terrestre), en
los fluidos contenidos (su expansión al disminuir la presión) y en
un posible acuífero asociado.
La Administración de Yacimientos es el manejo de esa energía, de
tal forma que se maximice u optimice la recuperación de los
hidrocarburos desde un punto de vista técnico-económico. Como se
ha mencionado, una parte importante de la administración de
yacimientos es la ingeniería de yacimientos, cuyo objetivo
principal es esencialmente el mismo ya establecido para
administración, pero a un nivel de influencia menor: optimización
de la explotación del yacimiento, de tal manera que se obtenga la
recuperación máxima de hidrocarburos. Este proceso se lleva a
• cabo en dos formas: a) a nivel de pozo, cuidando que sus
condiciones de producción presenten un nivel mínimo de problemas,
los cuales pueden ser causados por las posibles restricciones al
flujo de los hidrocarburos de la formación hacia el pozo,
operación de un sistema artificial de producción, etc., b) a
nivel de yacimiento, en que se debe cumplir que el número y
u localización de los pozos permita el drene apropiado de los
hidrocarburos el implantar un proceso de recuperación secundaria
y/o mejorada de ser necesario, etc.
p
El propósito de este trabajo es el presentar algunos aspectos
relevantes relacionados con la explotación de yacinüentos de gas,
1. 2
E
km
L. gas y condensado y aceite volátil. Se establece que este tipo de
yacimientos es el que se encontrará con mayor frecuencia en el
futuro, debido a que la exploración de hidrocarburos tendrá cada
vez objetivos más profundos. Se enfatiza la continuidad necesaria
que deben tener los estudios de ingeniería de yacimientos, así
como la conveniencia de un enfoque multidisciplinario, de tal
forma que se obtengan los mejores resultados posibles. También se
— discute la existencia de estos yacimientos en formaciones de baja
• permeabilidad (k < 1 inilidarcy), concluyendo que se tienen
reservas muy importantes de hidrocarburos, tanto a nivel mundial
- como nacional, en estos yacimientos.
ADMINISTRACION DE YACIMIENTOS 1
El trabajo de la ingeniería de yacimientos empieza con el
pozo exploratorio que descubre el yacimiento, estudiando los
registros geofísicos y muestras de los fluidos, lo cual
proporciona una idea inicial de la cantidad de hidrocarburos
contenidos por unidad de volumen de formación. Los trabajos de
ingeniería de yacimientos se efectúan en forma continua, en la
manera mostrada en la Fig. 1.
Durante toda la vida del yacimiento y particularmente durante
esta etapa inicial, es muy importante que los estudios que se
efectuen para definir la estrategia óptima de explotación, se
lleven a cabo empleando el enfoque inultidisciplinario integral,
inicialmente discutido a partir de la segunda mitad de los años
70's, en que como mínimo el ingeniero de yacimientos trabaje
conjuntamente con el ingeniero de producción y con los ingenieros
geólogos y geofísicos (Halbouty, 1976; Harris, 1975; Craig y
cols., 1977; Ausburn y cois., 1977; Stewart y cois., 1981; Johnson
y cols., 1984; Richardson, 1989; Gretener, 1989).
• Recientemente este enfoque inicial para la administración de
yacimientos de la década de los años 70's se ha generalizado,
incluyendo otras disciplinas cuya contribución es importante para
e 3
ha
alcanzar el objetivo de explotación óptima, como lo son la
ingeniería de producción, perforación y algunas otras áreas no
pertenecientes a la ingeniería petrolera, como son la ingeniería - -
de diseño y construcción, la ingeniería de gas natural y la
ingeniería química. (Thakur, 1990.a y 1990.b; Wiggins y Startzman,
1990). Bajo este criterio, la Administración de Yacimientos se
puede definir como la conjunción apropiada de diversas disciplinas
de tal forma que se obtenga la máxima recuperación económica de
los hidrocarburos.
En forma similar a como se comentó previamente para la ingeniería
de yacimientos, las funciones de la administración de yacimientos
se efectúan en forma continua, desde el descubrimiento del
• yacimiento hasta su abandono, de tal manera que la planificación
y su implementación correspondiente, se lleve acabo con base en la
información disponible. Los resultados deben monitorearse para
asegurar que los objetivos y metas se cumplan y conforme se tiene
y evalúa información adicional relevante acerca del comportamiento
integral del sistema (yacimiento, tuberías de producción e
instalaciones superficiales), Fig. 2, se realiza un nuevo estudio u .-
de prediccion de comportamiento de este sistema. Las actividades
principales involucradas en la administración de yacimientos se
muestran en la Fig. 3 (Thakur, 1990, 1991). Es estrictamente
necesario que los miembros de este equipo de trabajo funcionen
• coordinadamente durante la duración del proyecto.
Para que un proyecto de administración de yacimientos tenga las
mejores posibilidades de éxito, se puede seguir el procedimiento
siguiente (modificación de Thakur, 1990).
1. La administración de un yacimiento debe iniciarse justamente
al descubrirse el yacimiento. Generalmente el inicio temprano
del proyecto de administración de yacimientos, da como
resultado un mejor monitoreo y caracterización del yacimiento,
a menor costo de explotación en el largo plazo. Posiblemente
el mejor ejemplo podría ser el relacionado con la decisión de
M. 4
1 perforar y donde hacerlo, de ser el caso, en un yacimiento
recién descubierto (Samaniego y Cinco, 1992). Una prueba de
límite de yacimiento o de límite económico, con un análisis -
integral o multidisciplinario de este tipo, puede evitar la
perforación de pozos innecesarios, a un costo reducido. La
caracterización temprana del yacimiento es un prerrequisito
para el establecimiento de un buen proyecto de administración
de yacimientos. Para llevar a cabo lo anterior es esencial la
obtención y el análisis correspondiente de información acerca
del yacimiento.
L 2. El proyecto de administración de yacimientos debe incluir
todas las actividades necesarias, de acuerdo al estudio en
particular por realizarse. Esto es indispensable para que el
proyecto tenga las mejores oportunidades de resultar exitoso.
El plan de trabajo para el proyecto debe de ser flexible.
El plan debe tener el apoyo de la administración. Es
necesario que desde el inicio del proyecto de administración
se involucre continuamente a la administración de la compañia.
Se debe involucrar permanentemente en el desarrollo del
proyecto al personal de campo. Esto evitará que los trabajos
a desarrollar sean una imposición, sin tener los u
antecedentes necesarios, o su total disposición para su
implementación.
Realización de reuniones periódicas de evaluación,
involucrando a todos los miembros del grupo multidisciplinario.
Preferentemente estas reuniones deben de efectuarse en el
campo. Cada miembro de este grupo deberá estar perfectamente
preparado para presentar los objetivos de su función
correspondiente.
pr
6
1 'u
Todo el personal que interviene en un proyecto de administración
de yacimientos debe ser altamente especializado, con amplios -
conocimientos, habilidades y experiencia (Thakur, 1990 b; Raza,
1992). Estos profesionistas de varias áreas han trabajado en el
pasado, bajo el estilo de un "equipo de relevos", en el cual cada
uno de los subgrupos funcionales le pasa sus resultados al
siguiente en turno, realizando, éste a su vez su parte
correspondiente, pasándole sus resultados al siguiente subgrupo,
hasta que eventualmente se llega al último subgrupo responsable
de la conclusión del proyecto. Como se ha mencionado con
anterioridad, el estilo de trabajo a través de un "equipo de
relevos" ha sido desde anos recientes esencialmente desplazado por
uno en que el grupo de trabajo funciona como "equipo de
basketball", en el cual todo, el personal se desempeña en un
ambiente integral, en el que se aprovecha su experiencia
individual en el momento necesitado; se ha concluído con base en
la experiencia que la capacidad de trabajo del grupo
$ multidisciplinario es mayor que la suma de las capacidades
individuales. Este procedimiento ha demostrado en la práctica su
utilidad para incrementar la eficiencia de trabajo. u
YACIMIENTOS DE GAS, GAS Y CONDENSADO Y ACEITE VOLATIL
Los yacimientos pueden clasificarse adecuadamente con respecto al
comportamiento de su presión en un diagrama presión-temperatura
(p-t), para el fluido de interés, del tipo mostrado en la Fig. 4.
Es importante conocer los valores de la temperatura crítica, T,
de la temperatura cricondetérmica, T er .' de las curvas de burbujeo
y de rocío, para así poder caracterizar el fluido que produce el
yacimiento. Actualmente existen paquetes de cómputo basados en
ecuaciones de estado EDE que pueden simular el comportamiento de
fases de mezclas de hidrocarburos, incluyendo componentes
contaminantes (Fussell y Yanosik 1978; Monter y López, 1981; López
y Urquieta, 1989), los cuales permiten obtener el diagrama presión-
temperatura para el fluido del yacimiento. El conocer el diagrama
de fases para el yacimiento de interés es una forma cuantitativa
de determinar el tipo de fluido y las condiciones de producción
del yacimiento.
En la literatura técnica se encuentran las características
generales y métodos simplificados para la identificación de los
diferentes tipos de yacimientos (Standing, 1977; McCain, 1989).
La Tabla 1 presenta las características generales para los
• yacimientos de gas, gas y condensado y aceite volátil, las cuales
L deben tomarse en un sentido semi-cuantitativo y no en forma totalmente absoluta, en cuanto a que los rangos establecidos para
r los parámetros deban de incluir a las características de los diferentes yacimientos comprendidos en esta tabla. Es decir,
•
solamente representan información en relación a la tendencia
general.
Debido a que cada vez se perforan pozos más profundos, la
tendencia de los descubrimientos de yacimientos nuevos ha sido a
encontrar yacimientos de gas, de gas y condensado y de aceite
volátil. La Fig. 5 presenta datos de descubrimiento de
yacimientos en el área sudoccidental del estado de Louisiana,
E.U.A., durante el año de 1955, mostrados en función de la
variación de la relación gas-aceite, RGA, contra la profundidad de
la formación productora. La línea discontinua representa la
tendencia en cuanto al incremento de la relación gas-aceite con
respecto a la profundidad y la región encerrada por la línea
discontinua, en la parte derecha inferior, incluye a los
yacimientos de gas y de gas y condensado.
A continuación se presenta una discusión relacionada con algunos
problemas que recientemente se han resuelto en referencia a los
yacimientos de gas, gas y condensado y aceite volátil.
YACIMIENTOS DE GAS.
1. ESTIMACION DEL FACTOR DE DAÑO REAL DE LA FORNACION s PARA tr
CONDICIONES DE GASTO VARIABLE DEL POZO A ALTA VELOCIDAD.
7
1 1
La mejor forma de estimar el factor de daño s de un pozo es por
medio del análisis de pruebas de presión. El factor de daño que
se obtiene de estas pruebas es un factor total, el cual es una
suma algebraica del factor de daño real de la formación, s, y de
varios factores de pseudodaño, modificados correctamente para
tomar en cuenta el espesor involucrado en el flujo. El factor de
daño total está dado por la Ec. 1 (Rainey 1965):
(1)
donde s es el factor de daño mecánico, el cual incluye todos los
factores de pseudodaño causados por las posibles restricciones al
flujo, a excepción de la caída de presión adicional causada por el
• flujo a alta velocidad, representada por el producto del
coeficiente de turbulencia D() y del gasto del pozo q. La
expresión para s es la siguiente (Standing, 1972):
h.
h h s= —s +— s +s +s +s (2) IF h tr h p c f swp
c e
donde s, s, 5 y s, representan los factores de pseudodaño
por flujo a través de los disparos, por penetración parcial, por
fracturas hidráulicas y por inclinación del pozo, respectivamente.
Para la estimación de estos factores se pueden consultar las
referencias siguientes: para s, Hong (1975) y Locke (1981), para
s Cinco Ley y Cols. (1975), Bons y Martin (1959) y Papatzacos,
(1987) ,para s Cinco Ley, Samaniego y Domínguez (1978) y para s f swp
Cinco Ley y Cols. (1975). 0
Para el diseño de una estimulación de un pozo es necesario estimar
el factor de daño real St el cual puede despejarse de la Ec. 2.
h s =-
tr e f swp (s - s -s -s ) - sp (3) h
Si al efectuar una prueba de presión se presentan condiciones de
flujo a alta velocidad, representadas por el producto D()q ence
la Ec. 1, este efecto debe descontarse del factor de daño total
s, de tal forma que se estime apropiadamente el factor de daño
wd
mecánico s. De no llevarse a cabo lo anterior, el factor de pseudodaño por flujo a alta velocidad D(I1)q se sumaría
Ce
erroneamente al factor de daño real. Esto podría dar como resultado un sobrediseño de la estimulación y consecuentemente, un mayor gasto para esta operación.
Practicainente todas las pruebas de presión que se efectúan en
pozos de gas presentan condiciones de flujo a alta velocidad. Con
frecuencia estas pruebas se llevan a cabo bajo condiciones de
gasto variable, especialmente en yacimientos de baja
permeabilidad. Recientemente se ha presentado un método que
ermite estimar el factor de daño mecánico s y el coeficiente de
turbulencia D(i) para producción a gasto variable (Samaniego y
Cinco, 1991). En esta técnica se deriva la ecuación que describe
la variación de la, pseudopresión p (p r) para condiciones de presión de fondo del pozo con respecto al tiempo, Ec. 7 de esta
referencia, obteniéndose la Ec. 4.:
ap (p ) q—q . p wf - itt
N 1
at 2.3026 lt-t 1 j-1)
j=1
De esta expresión se concluye, empleando el valor absoluto de la
derivada de la pseudopresión con respecto al tiempo, que los
resultados de presión a condiciones de gasto variable graficados u - n función de
N ap(p ) 1 q-q wf contra r 1 j
at 2.3026L It - t JJ j=1
deben mostrar una porción recta que pasa a través del origen y de
pendiente m 1, dada por la Ec. 5:
pT ce
= 1.1513c gkhT ce
( 5)
6
1
1
u
1 ( 4)
L 9
r Una vez que se conoce la expresión 7 de esta referencia puede
rearreglarse para propósitos de interpretación en la forma
siguiente:
1.1513 [ Ap(p) - [
q q J1 )
lo (t - t 1 ) + C q+
] ] = D s
(6) r L donde Ap (p) es la calda de pseudopresión (Ap(p)=p(p)-p(p)).
De esta expresión 6 se concluye que los resultados de una prueba
Je presión a condiciones de gasto variable, en un pozo de gas,
' graficados en funcióñ de
11513 Ap(p) N
-
q - q 1 ]]
J log (t - t ) ± CZ (i contra
q j-1
u ¡ m q L i= L
debe mostrar una porción recta de pendiente igual al coeficiente
' de turbulencia D e intercepción igual al factor de daño s.
La ventaja principal de este método con respecto a métodos previos
es que es de tipo directo, permitiendo estimar los parámetros D y
s sin necesidad de emplear el método convencional de ensaye y
error (Odeh y Jones, 1965).
u Quillian (1978) ha presentado un caso de campo excelente de una
prueba de presión en un pozo de gas, efectuada a condiciones de
gasto variable. Las Figs. 6 y 7, presentan los datos de esta
prueba analizados de acuerdo al método discutido en el trabajo
presente. Los valores estimados para los parámetros de interés,
kh = 121 md-p, D(ii) = 1.98x10 3 (MP3ce/D) 1 y s = -6, se comparan muy bien con los valores reportados por Quillian con base en un
análisis menos riguroso.
10 1
2. SIMULACION NUMERICA DEL COMPORTAMIENTO DEL CAMPO REYNOSA
PROFUNDO.
No obstante haber iniciado su explotación, hace más de 40 años, el
campo Reynosa es el más importante del Distrito Frontera Noreste.
Durante su vida productiva ha presentado tres etapas de desarrollo.
La primera corresponde al Reynosa Antiguo, que se inició con la
perforación de los primeros pozos en 1948. En esta etapa se
desarrollaron los yacimientos más importantes a través de la
1
perforación de 219 pozos, terminados principalmente en las arenas
del Frío Superior. La segunda etapa conocida como Reynosa
Reciente, se inició en 1975, perforándose 83 pozos orientados
principalmente al desarrollo de las arenas del Frío Medio.
Finalmente, la última etapa conocida como Reynosa Profundo se
originó como resultado de la perforación del pozo exploratorio
Reynosa 1001, el cual se terminó como productor en un yacimiento
de gas de alta presión a 3500 ni, de la formación Vicksburg del
Oligoceno.
' Montiel, Samaniego y Berúmen (1990) han presentado los resultados
de un estudio de simulación numérica de yacimientos, con el
propósito de establecer las condiciones óptimas de explotación
para la arena y-lO del campo Reynosa Profundo. Con el objeto de
representar el flujo simultáneo de gas y agua, considerando
efectos de presión capilar y gravitacionales, contemplando un
u tiempo corto para la realización de este estudio, surgió la
necesidad de simular el comportamiento de flujo en una sección
transversal que tomara en cuenta la posición estructural que
tienen los pozos en el yacimiento. El método de cimas y bases ha
sido durante mucho tiempo un medio útil para evaluar el avance del
acuífero a través del volumen del yacimiento invadido por el agua.
La importancia de aplicar el método de cimas y bases, radica
esencialmente en que el área formada entre las curvas, en función
de la profundidad representa el volumen del yacimiento.
11
L
Las ecuaciones fundamentales que describen el flujo simultáneo de
gas y agua en un sistema de ejes coordenados radial-vertical
r-z,están dadas por la Ec. 7:
kk a k
(r,1 rf p ) + ( k!pí) +W=
(0 P. S f ), f = g, w ( 7)
donde el subíndice f indica la fase, g para gas y w para agua. La
definición para el potencial está dada por la Ec. 8:
k 1 f = pf. + gpz ( 8)
La Fig. 8 muestra el sistema formado por el yacimiento y el
acuífero para condiciones originales de equilibrio vertical; en la
parte inferior se incluye la representación deseada para este
sistema por medio de un modelo bidimensional, donde el área
comprendida entre las cimas y bases se divide en un conjunto de
bloques o celdas de dimensión variable. Se requiere simular el
flujo hacia el centro de la estructura, además de considerar el
$ flujo en la dirección vertical. Para representar el flujo
bidiinensional hacia el centro de la estructura, la dirección
radial involucrada en la Ec.7 se transforma a un pseudoespacio que
resulta ser físicamente el área de cierre estructural, por medio
de la expresión siguiente:
2 s=cTrr (9) 1
substituyendo esta transformación en la Ec. 7, se obtiene:
k K f * r 4 c ir - s k rf
as f
al P f P f az ) + =
a f ( PS», f = o, w (10)
El sistema de dos ecuaciones diferenciales establecido por la Ec.
10 se resolvió conjuntamente con las ecuaciones adicionales
correspondientes por medio del método de diferencias finitas. Una e
12
de las ventajas de este simulador obtenido en el trabajo presente,
es la de poder considerar la entrada de agua procedente de los
flancos hacia el centro de la estructura como un mecanismo
regional de desplazamiento, y aún considerar la existencia de
efectos locales de conificaciÓn, los cuales se representan a
través de refinamientos de la malla de simulación.
La Fig. 9 muestra la configuración estructural de las cimas de la
arena y-lO del campo Reynosa, observándose los cuatro pozos,
productores existentes a la fecha de realización de este estudio,
1990, que son el 1013, 1035, 1015 y 1003 A. La Tabla 2 presenta
la información básica empleada en las simulaciones del
• comportamiento de este campo. Debido a que solamente se disponía
de un año de historia de producción, únicamente se realizaron
pronósticos de comportamiento a mediano plazo, hasta 1995.
Se analizaron dos alternativas: a) se considera solo el número de
pozos existentes, es decir, cuatro; b) se considera la
perforación de tres pozos adicionales de relleno, localizados en
• la parte más alta de la estructura, pozos A, B y C. Se consideró
el mismo esquema de producción que el de los pozos reales,
mostrados en la Fig. 9. La Fig. 10 muestra los resultados de la
simulación correspondiente a la alternativa b), para el año de
1995. Se observa que pueden presentarse para estas condiciones de
producción efectos importantes, a nivel local, de conificación de
- agua, en los pozos. El gas remanente en la formación productora 1 quedó atrapado en dos formas: a) por efectos de saturación
residual en la zona invadida; b) en forma de gas libre, lo cual
depende de la localización de los pozos y las heterogeneidades del
• yacimiento. De acuerdo a estos resultados, y de otros no
incluidos en esta discusión, se concluye que para la arena y-lO
del campo Reynosa es recomendable la perforación de pozos de
relleno, siempre y cuando se encuentren localizados en una 1
posición estructuralmente favorable y que los resultados tecnicos
y de análisis de rentabilidad del proyecto lo justifiquen.
m.
13
ww
YACIMIENTOS DE GAS Y CONDENSADO e
1. VALIDACION DE ANALISIS PVT. e
Para una explotación óptima de los yacimientos que presentan
problemas de cambios de composición en la formación productora,
yacimientos de gas y condensado y de aceite volátil, es necesario
comprender claramente el comportamiento de los fluidos, tanto en
el yacimiento como en su trayectoria de flujo en las tuberías de
producción y en las instalaciones superficiales.
Una parte importante de los datos básicos con base en los cuales
' se realizan las predicciones del comportamiento integral del
yacimiento (Fig. 3), se obtiene en forma experimental a través de
análisis PVT (presión volumen-temperatura); por consiguiente, las
muestras de los fluidos del yacimiento deben ser representativas. El experimento de laboratorio estándard para el análisis PVT
1 composicional para fluIdos tipo gas y condensado es el proceso de
agotamiento a volumen constante (AVC) (Craft y Hawkins, 1959; Moses, 1986). En este experimento la muestra en una sola fase se
coloca en una celda a las condiciones de presión inicial y
temperatura del yacimiento, Fig. 11. Posteriormente el contenido
de la celda se expande del volumen inicial a un volumen mayor,
teniéndose una presión menor que la inicial, de aproximadamente
unos cientos de libras inferior, por medio de extraer mercurio de
la parte baja de la celda. Una vez realizado este aumento de
volumen es necesario mantener las condiciones en la celda
constantes, de tal forma que se alcance un equilibrio adecuado
entre el gas y el líquido que se ha depositado por condensación
retrógrada. Esto es necesario debido a que se producirá solamente
gas a través de la parte superior de la celda. Una vez alcanzado
el equilibrio entre las fases, se inyecta mercurio y se extrae al
mismo tiempo gas, de tal forma que se mantenga constante la
presión . El volumen de gas extraído, medido a condiciones
actuales de la celda (p = p2 , T) se obtiene por medio del volumen
de mercurio inyectado necesario para que el volumen de
14
1 Po
u"
hidrocarburos en dos fases regrese al volumen original de la
celda. Finalmente se mide el volumen de líquido de condensación
retrógrada, se analiza el gas extraído para obtener su composición
y se mide el volumen de este gas a condiciones atmosféricas para
estimar su factor de compresibilidad z. El ciclo anteriormente
descrito se repite tantas veces como se haya planeado para el
experimento de interés, hasta llegar a una presión de abandono
previamente seleccionada.
u"
La parte correspondiente al comportamiento de fluídos en una
simulación integral de un yacimiento que presenta condiciones de
composición variable, debe incluir las dos estapas siguientes: u
Validación del análisis PVT
Caracterización del comportamiento de los fluidos.
• En esta sección se discute la primera de estas etapas. La validación de análisis PVT es un tema cuya discusión inicial se presentó a principios de los años 80 1 s (Bashbush, 1981). Debido a la complejidad de las mezclas de hidrocarburos contenidos en los yacimientos de composición variable (yacimientos de gas y condensado y de aceite volátil), se requiere la comprobación de los datos experimentales, de tal forma que se evite la pérdida de
• muchas horas de trabajo tratando de ajustar por medio de una
u' ecuación de estado, o sea caracterizar información inconsistente • proveniente del análisis PVT.
Existen varios métodos para comprobar la validez de los datos PVT
experimentales. El más importante y que presenta la sensibilidad
máxima consiste en graficar en papel semilogarítmico las constantes de equilibrio K 1 (en el eje de la escala lograritmica) contra las presiones de agotamiento (Bashbush, 1981). Si los
datos experimentales son correctos, las curvas graficadas para
cada componente de la mezcla tienen una tendencia suave y son
paralelas entre sí; si lo anterior no se cumple, o sea que algunas
u'
15
60
1
u,
1
curvas presenten saltos, inflecciones y/o se crucen entre sí,
significa que existen errores en el proceso experimental. La Fig.
12 presenta un ejemplo de datos extremadamente inconsistentes para
un yacimiento de gas y condensado (Mazariegos, 1990). Este
problema de errores en el análisis PVT ha sido ampliamente
discutido por otros autores (Jones y Erbar, 1970; Whitson y Torp,
1983; Drohm y cois., 1988; Bashbush, Escobar y Corcos 1989).
La forma tradicional de validar manualmente la consistencia de un tu
análisis PVT se basa en métodos de balance de materia. Mazariegos
(1990) ha presentado el desarrollo de un paquete de cómputo
denominado VALCO (Validación Composicional), para determinar la
u consistencia de un análisis composicional de fluIdos. La primera
versión de este paquete sigue la línea tradicional de ajuste
manual de los datos PVT. Con base en el tiempo necesario para
llevar a cabo este tipo de validación, se generó una segunda
versión semiautomática de este pequete, la cual se encontró útil
para ajustar datos PVT que presentan muchas inconsistencias. Al
igual que en el caso original de corrección manual, el método
semiautomático de validación consta de dos pasos principales:
a) Se hace una corrección automática de las inconsistencias
principales, como pueden ser constantes de equilibrio
negativas, cruzamiento de las curvas de las constantes de
equilibrio contra presión y/o saltos muy bruscos. Esta
corrección automática se basa en gráficas del logaritmo de las
constantes de equilibrio, K 1 , contra las temperaturas de ebullición, Tel de cada componente de la mezcla, para las
presiones de las diferentes etapas de agotamiento. El
comportamiento normal de una gráfica de este tipo se aproxima
a una línea recta. Si esta gráfica presenta variaciones
L bruscas, será una indicación de que existen inconsistencias en
los datos del análisis PVT. Entonces, para corregir las
inconsistencias se ajusta una linea recta a los valores
16
u -f
• originales por medio del método de mínimos cuadrados,
siguiendo el procedimiento de ajuste descrito en mayor detalle
por Mazariegos (1990).
b) Se verifica que la suma de los valores de las composiciones de
la fase gas sea igual a cien, para cada una de las etapas de
agotamiento de presión. Para poder ajustar estas sumatorias a
•
cien se corrigen las inconsistencias secundarias, como pueden
ser: la presencia de curvas no suavizadas en la gráfica de log
contra p, las cuales se visualizan mejor en la gráfica de
log K 1 contra temperatura de ebullición, T, presentándose como desviaciones pequeñas con respecto al comportamiento
r lineal del resto de los valores K, y nuevas inconsistencias,
que pudieron provocarse durante el primer paso de este proceso
de corrección o validación. Para una discusión mas amplia se
recomienda consultar la tesis de Mazariegos (1990).
Con el propósito de mejorar algunos de los aspectos
computacionales del paquete VALCO descrito anteriormente, Corona (1992), ha desarrollado el paquete de cómputo AUTOVAL para determinar la consistencia de análisis composicionales PVT. El
propósito principal de esta tesis fue el desarrollar un paquete
computacional que permitiera al ingeniero disponer de una forma
sencilla, eficiente y efectiva para verificar y, en su caso
corregir o validar, la información PVT reportada en el
laboratorio. Un cambio muy importante con respecto a su antecesor
el programa VALCO, es que este nuevo paquete automatiza el paso b)
del proceso de validación anteriormente descrito. Esto se lleva a
cabo empleando el método de Jones y Erbar (1970), el cual se basa
en una técnica combinada de rotación y translación de las
constantes de equilibrio.
AUTOVAL es un paquete de cómputo que cuenta con las siguientes
características:
1.- Se desarrolló en lenguaje de programación QUICK-BASIC lo que
permite una gran versatilidad de interacción con el usuario.
17 n
u Esto es de suma importancia debido a que las características
L. propias de un problema de validación hacen indispensable la
interacción usuario-computadora. Aunque otros lenguajes de 1 programación pudieran tener igual o mayor eficiencia
computacional, no cuentan o es muy limitada su capacidad de
interacción.
2.-. Como resultado de la característica anterior, AUTOVAL es un
paquete de cómputo 100% conversacional. Esto significa que
puede ser utilizado por cualquier ingeniero con conocimientos
[
computacionales mínimos y con poca o nula experiencia en
validación. p
3.- AUTOVAL es un programa completamente autónomo, es decir, para
realizar su tarea de validación no requiere herramientas
auxiliares en ninguna parte del proceso (validación, corrección, graficación, etc.).
p
4. El usuario que utilice AUTOVAL únicamente tiene que
proporcionar la información proveniente del análisis PVT e ir
"conversando" con el paquete. De esta forma se simplifica el
proceso de validación, disminuye el tiempo de ejecución, así
como también se reduce al mínimo la posibilidad de cometer
errores por parte del usuario.
5.- De los resultados obtenidos al aplicar el programa de cómputo AUTOVAL, se puede establecer que este es un sistema confiable,
efectivo y consistente para validar análisis composicionales
PVT de muestras de yacimientos de aceite volátil y de gas y
condensado. Esto significa que AUTOVAL simula con gran
veracidad el comportamiento fisicoquímico de cada uno de los
componentes de la mezcla, así como de ella en su conjunto.
El programa AUTOVAL ha sido empleado para validar varios casos de
análisis PVT reportados en la literatura técnica. Entre ellos se
pueden mencionar el gas y condensado del yacimiento Vuelta Grande
18
1 1 L
Ej • (Bashbush y Escobar, 1989), el gas y condensado NS-1 de un
yacimiento del Mar del Norte (Whitson y Torp, 1983), y el gas y
condensado A de Bashbush (1981). En estos tres casos los
resultados obtenidos en forma muy rápida a través de AUTOVAL se
comparan muy favorablemente con respecto a los resultados
presentados por estos autores. La Tabla 3 presenta una
comparación parcial de los resultados para el gas y condensado U NS-1 de Whitson y Torp y los proporcionados por AUTOVAL. Se
muestran resultados para la composición de la fase de vapor, para
la etapa de agotamiento correspondiente a la presión de 4314.7
lb/pg2 y para el condensado a la última etapa de agotamiento, a
una presión de 714.7 lb/pg2 . Se observa que la comparación es excelente.
2. INYECCION DE AGUA EN YACIMIENTOS DE GAS Y CONDENSADO
En la literatura técnica ha sido ampliamente discutida la
conveniencia de implantar procesos de recuperación secundaria y/o
mejorada en yacimientos de gas y condensado, con los propósitos
principales de evitar la pérdida de líquidos de condensación
retrógrada, que se depositan en la formación productora al
disminuir la presión del yacimiento por abajo de la presión de
rocío (Fig. 4), además de poder tener mayores presiones en la
superficie, minimizando consecuentemente los gastos necesarios
para compresión (Eckles y cols., 1981; Donohue y Buchanan, 1981;
Wilson, 1983; Rivas y Ortíz, 1986; Matthews y cols., 1988; León,
1992)
Inyectar agua en los yacimientos de gas y condensado se consideró
por mucho tiempo como una alternativa poco promisoria, debido a
que en yacimientos de este tipo que se explotaron con un acüífero
activo se obtuvieron recuperaciones menores de gas y condensado
que las que se esperaba alcanzar, si el yacimiento se hubiera
explotado por agotamiento natural (Durmishyan, 1970). Sin embargo
la comparación no se efectuó correctamente debido a que los
yacimientos en que se basó no tenían los grandes relieves
estructurales que presentan algunos de los yacimientos de gas y
19
Ir
u
condensado del Mesozoico Chiapas-Tabasco, además del muy alto
contenido de líquidos retrógrados, lo cual da como resultado que
dos de los campos importantes en esta área, Giraldas y Fenix,
hayan presentado condiciones originales de presión y temperatura
muy cercanas a las condiciones del punto crítico (Fig. 4). Estas
características favorables a la inyección de agua que presentan
algunos de los yacimientos del Mezozoico Chiapas-Tabasco, hacen
necesario evaluar esta opción como una alternativa posible para
el mantenimiento de presión en yacimientos de gas y condensado,
lo cual daría como resultado un incremento en la recuperación
tanto de gas como de condensado.
- El costo reducido del agua, su facilidad para recolectarla,
• transportarla y procesarla, así como el hecho de que posea una muy
baja compresibilidad, dan como resultado que un proyecto de
inyección de agua en yacimientos de gas y condensado pueda ser más
- económico que un proyecto de inyección de gas. Lo anteriormente
expuesto requiere, como se ha discutido previamente que el
yacimiento presente características geológicas y estructurales
apropiadas, permitiendo obtener en estos casos recuperaciones de
• hidrocarburos semejantes o aún mayores con la inyección de agua a
la esperada con inyección de gas, siempre y cuando se tenga un
control estricto sobre el gasto de producción de los
hidrocarburos.
L La inyección de agua en los yacimientos de gas y condensado es
posible que se efectúe de 2 maneras diferentes:
Inyección de tipo periférico en los yacimientos con gran
relieve estructural.
Mediante desplazamiento frontal en los yacimientos de bajo
relieve estructural.
A continuación se discuten las características primordiales del
proceso de inyección de agua para el primero de los casos listados
anteriormente.
SI
20
h
En los yacimientos de gas y condensado con alto relieve
estructural, la inyección de agua debe ser de tipo periférico, t1
ubicándose los pozos inyectores cercanos al contacto
agua-hidrocarburos o bien dentro de la zona del acuífero; los •1 pozos productores deben quedar situados en la parte alta de la
estructura. Con esto se logrará tener un alta eficiencia de
barrido y se aprovecharán al máximo las fuerzas gravitacionales.
La primera etapa del método (Rivas, 1983) consiste en inyectar
agua a una presión mayor a la presión de rocío con la finalidad de
evitar la condensación retrógrada. El volumen de agua inyectado
debe determinarse cuidadosamente, a fin de que se obtenga la
recuperación máxima de hidrocarburos con el menor volumen de agua
U!
inyectada; además este volumen de agua inyectada debe garantizar
que no existirá producción del fluido de inyección en los pozos, M
lo cual puede reducir su productividad drásticamente. Si la
segregación gravitacional es reducida y las fuerzas viscosas
dominan el proceso de inyección, el agua tenderá a conificarse
hacia los pozos productores. En caso de que algunos pozos
u productores se invadieran de agua sería preferible detener la
inyección y depresionar el yacimiento, produciendo gas y agua de
u los pozos invadidos, en lugar de producir solo de los pozos que no
han sido invadidos.
En la segunda etapa cesa la inyección de agua y se continúa
produciendo el yacimiento para permitir que el gas atrapado como
una saturación de gas residual, atrás del frente de invasión, se
L
expanda y vuelva a movilizarse, fluyendo nuevamente hacia los
pozos productores.
El éxito del proyecto radica en el valor de la saturación de gas
residual que se tiene atrás del frente de invasión. Mientras menor
sea la saturación de gas residual, menor será la pérdida de
líquido retrógrado obtenida durante el depresionamiento. Las
recuperaciones de gas y líquido se ven afectadas en forma
importante por el tiempo de inicio de la etapa de 1
depresionamiento, por lo cual el volumen de agua inyectado óptimo
21
debe ser determinado mediante estudios de simulación rigurosos,
para evitar que el frente de agua alcance los pozos productores. León (1992) recientemente ha estudiado a través de un estudio de
simulación coinposicional la posibilidad técnica de inyección de
agua al yacimiento de gas y condensado Giraldas, localizado en el
área de Huiinanguillo, Tab. La estructura almacenadora (Martínez y
cois. 1990) tiene la forma de un anticlinal orientado de Noreste
a Suroeste, Fig. 13, encontrándose el yacimiento limitado al Norte
y al Sur por el contacto agua-hidrocarburos, detectado por el
análisis de registros en el pozo Giraldas 139 a la profundidad de
5016 m.b.n.m. Se han cerrado varios pozos por invasión de agua,
entre ellos el G-36, G-54 y G-74, los cuales se encuentran
localizados en el flanco Noreste de la estructura. Otro dato de
interés es que la presión ha tendido recientemente a
estabilizarse. Con base en lo anterior, se ha concluido que el a
yacimiento tiene empuje parcial de agua, presentandose su entrada
por el flanco de la formación productora.
La presión inicial registrada en este campo, en junio de 1977, fue
2 - de 555 kg/cm , quedando definido en base al analisis PVT de los
fluidos del pozo Giraldas 32, como un yacimiento de gas y
condensado, con una presión de rocío de 464.4 kg/cm 2 , presentando
un contenido de líquido retrógrado máximo de 28.6 porciento.
Para realizar su estudio León (1992) empleó el simulador
composicional SIMPCO (López, 1988). Para emplear este simulador
el fluido fue previamente caracterizado por medio del paquete
computacional PVT IMPEVETE (López y Urquieta, 1989).
Adicionalmente a la simulación del flujo en el yacimiento, el
simulador empleado puede considerar una batería de separación de
una a cinco etapas, en la que cada pozo se puede simular
independientemente o en forma conjunta fluyendo a la batería.
u Para simplificar la simulación del yacimiento bajo condiciones de
inyección de agua, se consideró un sector del campo, comprendida
en la vecindad de los pozos G-ll, G-32 y G-54. Se seleccionó una
malla rectangular con 10 celdas en la dirección (x) de dimensión
igual a 100 m, 10 celdas en la dirección (y) de dimensión igual a
1 22
400 m y cuatro capas en la dirección (z) para representar el
L espesor de la formación productora, con espesores variando entre
r 30 y 250 Iii. Finalmente el acuífero quedó representado por una
capa de 100 m de espesor. La Fig. 14 presenta la malla empleada
para discretizar esta sección del campo.
Se ha discutido en la literatura que debe haber un límite práctico
en cuanto al mantenimiento de presión por medio de la inyección de
agua a un yacimiento de gas y condensado (Matthews y cols., 1988).
Si se excede este límite, los pozos pueden invadirse rápidamente
por el agua de inyección, impidiendo el flujo de hidrocarburos,
resultando en su abandono prematuro. La Fig. 15 y la Tabla 4
muestran resultados para la variación del factor de recuperación
de condensados, para condiciones de declinación natural y para 1
porcentajes de inyección de agua de 0.0576, 0.1533 y 0.6259 de
volumen poroso. Se considera en estas simulaciones una saturación
de gas residual de 0.05 y una presión de abandono de 1454 lb/pg 2 .
Se observa que la recuperación de condensado varía desde 0.67 para
• condiciones de declinación natural a 0.83 para el caso extremo de
inyección de 0.6259 de volumen poroso. También se cuantificó la
variación de la recuperación de gas, Tabla 4, la cual varía para
las condiciones de declinación natural hasta un porcentaje de
inyección de 0.6259 entre 0.747 y 0.923. Tomando en cuenta la
producción total de gas y condensado, el factor de recuperación
para las condiciones extremas de este estudio varía entre 0.666 y
0.827.
o YACIMIENTOS DE ACEITE VOLATIL
1. CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTOS QUE PRESENTAN
COMPOSICION VARIABLE.
Para realizar un estudio de simulación numérica composicional es
necesario previamente tener caracterizado apropiadamente los
fluídos del yacimiento. En la actualidad el comportamiento PVT de
los fluidos y los cálculos de equilibrio necesarios en el
simulador, se manejan a través de ecuaciones de estado (EDE)
23
(Pedersen y cols., 1989; Ahmed, 1989; McCain, 1990). Como se
coinentó previamente, antes de iniciar el proceso de
caracterización debe validarse la información PVT. Si esto no se
cumple se pueden presentar errores importantes en la predicción
u
del comportamiento PVT de los fluidos y en los cálculos de
equilibrio de gases obtenidos por medio de la EDE.
En fecha reciente se ha presentado una metodología para
caracterizar los fluídos de yacimientos que presentan composición
u variable (Fong, 1991; Fong y Samaniego, 1992). Una versión de la
literatura técnica indica la carencia de un método estándard que
u establezca con claridad la forma en que debe caracterizarse un
fluido. Los pasos que componen este procedimiento son los
siguientes: u
a) Se valida el proceso de agotamiento a volumen constante con el
cual se piensa ajustar la EDE
• b) Se debe de caracterizar adecuadamente la fracción pesada C 7+, aplicando las reglas de mezclado más adecuadas.
u Si se tiene una buena consistencia en el comportamiento, se
procederá a agrupar los componentes en pseudocomponentes
finales.
Se procede a usar la EDE con la cual se quiera caracterizar el
fluido y se realiza la predicción del comportamiento de gases.
En general la EDE no predice adecuadamente la presión de
saturación para el fluido correspondiente, existiendo dos
alternativas.
Hacer uso de la interacción binaria entre componentes o
Usar la regresión no-lineal para las diferentes variables
de ajuste.
El procedimiento anterior termina cuando se obtenga un ajuste
apropiado entre las propiedades proporcionadas por la EDE
ajustada y las propiedades determinadas experimentalmente.
24
f) Se puede obtener otro esquema de agrupamiento diferente,
aumentando o disminuyendo el número de pseudocoinponentes, lo
cual dependerá del objetivo del estudio.
Como un ejemplo de los problemas que se pueden presentar al
emplear una EDE sin haberse ajustado previamente con respecto a
los datos PVT del fluido de interés, se muestra en la Fig. 16 el
diagrama de fases para el aceite del campo Jujo-Tecominoacán, con
base en una muestra de fluido tomada en el pozo Jujo 42. Se
observa de esta figura que para la temperatura del yacimiento la
EDE no predice la presión de saturación medida en el laboratorio,
de 3732 lb/pg2 (232 kg/cm2). Para corregir este problema, es
necesario hacer uso del método de regresión no-lineal tomando como
base a las diferentes variables de que depende la EDE (Coats,
1985).
Una vez caracterizado el fluido por medio de la EDE, lo primero
que se debe ajustar es la presión de saturación, Pb. Posteriormente se predice por medio de la EDE el proceso de
agotamiento a volumen constante, AVC, en todas sus etapas,
checando los ajustes entre la predicción y los datos de
• laboratorio para el volumen de líquido en la celda, moles de gas
extraídos, peso molecular del líquido y viscosidad del gas. A
continuación se construye nuevamente la envolvente de fases del
diagrama presión-temperatura, con el propósito de visualizar la
posición del punto crítico con respecto a la presión de saturación
previamente ajustado, Fig. 17. A través de esta comparación se
puede identificar el tipo de aceite que tiene un yacimiento:
• volátil, ligero o negro (pesado). Una de las características
principales que define a un aceite volátil es la posición de la
temperatura del yacimiento con respecto a su temperatura crítica,
la cual debe ser muy cercana, localizada a la izquierda, del punto
crítico. Para este caso del aceite del campo Jujo-Tecoxninoacán,
se puede observar en la Fig. 17 que la temperatura del yacimiento
se encuentra bastante retirada de su temperatura crítica. Por lo
tanto, el aceite de este campo no es de tipo volátil, sino ligero.
25
1 II
El tener ajustada una EDE para el yacimiento en muchas ocasiones
no implica que prediga correctamente el comportamiento de los
fluidos en la superficie, por lo cual es necesario ajustar la
ecuación de estado con valores diferentes de los parámetros de
ajuste. Para esto una de las maneras en que se puede saber si la
EDE ajustada para el yacimiento funciona también para la
superficie, es comparando el proceso de separación diferencial
("flash") o de separadores realizado en el laboratorio, con el
obtenido por medio del programa de validación o por medio de la
EDE; si los resultados de RGA son muy parecidos, se puede concluir
que la EDE sirve tanto para el yacimiento como para la superficie.
En este segundo ajuste se toman en cuenta otras propiedades que
ayuden a su confirmación, como pueden ser la densidad del aceite,
densidad del gas, viscosidades, peso molecular, etc.
Los trabajos presentados por Coats (1980, 1982) discuten el ajuste
de la EDE, tanto para condiciones del yacimiento como en las
instalaciones superficiales. Para este caso del campo
Jujo-Tecominoacán, empleando la muestra tomada en el pozo Jujo 42,
se compararon el estudio de separación en tres etapas realizado en a el laboratorio y los resultados del mismo proceso simulado por
medio de la EDE, encontrándose que las relaciones gas-aceite, RGA,
obtenidas con base en los procesos anteriores, para las diferentes
etapas de separación, diferían en menos del 3 porciento. Con base
en lo anterior se concluyó que la EDE ajustada funciona tanto para
condiciones del yacimiento como para la superficie. Con la EDE se
pueden determinar cuáles son las condiciones de separación óptima
que permitirían obtener la cantidad de líquido máxima a
condiciones de tanque, la mínima RGA producida y en consecuencia,
producir un aceite lo más ligero posible (de la mayor densidad
API). Esto tiene gran importancia en los campos existentes en la
Zona Sureste, en los cuales una gran cantidad de líquidos se
condensan en los gasoductos, causando muchos problemas en las
plantas petroquímicas. 1
2. MANTENIMIENTO DE PRESION POR MEDIO DE LA INYECCION DE
NITROGENO EN EL CASQUETE DEL CAMPO CANTARELL
26
kha
L Durante varios años, se ha empleado con mucho éxito el gas natural
como fluido de inyección para la recuperación mejorada de aceite.
[ El gas natural resulta ser un hidrocarburo muy valioso como
energético limpio y poco contaminante, siendo materia prima para
la industria petroquímica. En la actualidad éste presenta una
disponibilidad muy limitada y un incremento constante en su
precio, provocando que su inyección a los yacimientos petroleros
resulte inatractiva desde un punto de vista económico.
L El gas inerte nitrógeno, N2 , el cual es muy abundante, fácil de
obtener, económico y considerando que la energía necesaria para
comprimirlo a presión alta, para un pie cúbico de gas natural es
equivalente a la utilizada para ocho pies cúbicos de nitrógeno,
Pl
N2 , hacen que éste puede sustituir al gas natural como fluido de
inyección en los yacimientos.
El nitrógeno, N2 , se puede generar casi en cualquier lugar en
donde se localizan los campos productores de hidrocarburos, a un
costo económico por debajo del valor para obtener gas natural y
bióxido de carbono, CO 2 obteniéndose, mediante la separación del
aire atmosférico y si se comprime a una presión alta, se cuenta
con un fluido útil para varias aplicaciones potenciales en las
técnicas de recuperación mejorada de aceite y gas natural.
L. En la literatura técnica se han discutido casos de campo y las
consideraciones técnicas pertinentes, para la inyección de
nitrógeno con propósitos de mantenimiento de presión y mejoría del
mecanismo de segregación gravitacional, en los casquetes de campos
marinos (Ypma, 1988; Hanssen, 1988; Thomas y cois., 1991). Una
conclusión importante es que presenta buenas condiciones como
mecanismo para incrementar la recuperación de aceite.
Recientemente Arévalo (1992), ha estudiado a través de un estudio
de simulación numérica composicional, la posibilidad técnica de
inyectar nitrógeno al casquete del campo Cantareil, con propósitos
de mantenimiento de presión y mejorar las condiciones de
27
segregación gravitacional, mecanismo principal de producción de
este campo (Samaniego, 1980). Con base en el comportamiento del
yacimiento Cantareli, apoyado en estudios referentes a la
L formación del casquete secundario de gas en la parte superior de
la estructura, los cuales indican que esta capa de gas se formó
inicialinente en los pozos que se localizan en las plataformas de
producción C y E, se seleccionaron los pozos pertenecientes a la
plataforma E debido a su información amplia relacionada con sus
condiciones de producción.
iw Para realizar su estudio, Arévalo (1992) empleó el simulador
• composicional SIMPCO (López, 1988). Para usar este simulador,
L previamente se realizaron pruebas de vaporización del aceite del
campo Cantareil por contacto con nitrógeno, empleando el paquete
computacional IMPEVETE (López y Urquieta, 1989). Como se ha
mencionado, para simplificar la simulación del yacimiento bajo
condiciones de inyección de nitrógeno, se consideró el sector del
campo comprendido en la vecindad de la plataforma E, Fig. 18.
Para la determinación del área de drene de la zona de estudio se
• empleó el método propuesto por Matthews, Brons y Hazebroeck
(1954). Posteriormente, debido a que el simulador SINPCO emplea
una malla rectangular, se aproximó el área de drene de geometría
irregular por un rectángulo, el cual representa el límite exterior
de la malla. Se seleccionó una malla rectangular de 6 x 6 para 1
las direcciones x, y. El número de celdas en la dirección z se
fijó apoyándose en una sección estructural, obtenida con base en
• los intervalos probados en cada pozo y la columna geológica
atravesada por ellos. Se consideraron 10 bloques para la
dirección z, los cuales cubren desde la formación geológica del
Eoceno hasta la del Jurásico superior. Los primeros seis bloques
(en la dirección de menor a mayor profundidad) cubren los 1
intervalos probados y las profundidades totalés de cada pozo.
Los cuatro bloques restantes (del 7 al 10) se emplearon para 1
simular el comportamiento o avance del acuífero de fondo del
yacimiento.
28 1
e.
Los resultados obtenidos de este estudio son interesantes en
cuanto a que muestran que la inyección de nitrógeno en el casquete
• secundario de gas del campo Cantareil, con propósitos de
mantenimiento de presión y de incrementar el efecto del mecanismo
de segregación gravitacional, pueden mejorar las condiciones de
explotación del yacimiento. La Fig. 19 muestra una gráfica de la
variación de la saturación de aceite 5 contra el tiempo, para la
parte superior del casquete de gas. Se supone en estos resultados
que la inyección de nitrógeno pudo haberse iniciado en enero de
1987. Se observa claramente, incluso para estos gastos reducidos
de inyección de nitrógeno hasta de 30x10 3 m3 /D(1.06x10 6p3 /D),
• que la saturación de aceite puede verse reducida en forma muy
importante, disminuyendo en un máximo de 40.7 porciento. Se
considera que si la fecha de inicio de inyección se cambiara, los
resultados seguirían una tendencia similar a la anteriormente
discutida.
EXPLOTACION DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS DE BAJA PERMEABILIDAD 1
En fecha reciente Samaniego y Cinco (1990) han discutido la
problemática relacionada con la explotación de yacimientos de gas
de baja permeabilidad. Los yacimientos de baja permeabilidad son
acumulaciones de hidrocarburos en formaciones que presentan
permeabilidades menor a 1 milidarcy, e incluso llegan a valores
tan bajos como 0.001 milidarcy (Kazemi, 1982). La mayor parte de 1
este tipo de yacimientos son productores de gas, conociéndose este
e.' gas como gas no convencional. Por el contrario, yacimientos de
permeabilidades mayor a 1 milidarcy se tratan como yacimientos
convencionales. La tabla 5 compara las condiciones de
permeabilidad de los yacimientos de hidrocarburos con los
acuíferos y con los suelos, observándose que el rango de
permeabilidad de los yacimientos de baja permeabilidad cae en la
categoría de impermeable de acuerdo a lo aceptado en
geohidrología. 1
Las características principales de los yacimientos de gas de baja
permeabilidad son las siguientes:
L 29
Porosidad menor de 0.10
Conexión deficiente entre los poros (lo cual dificulta el
flujo de los hidrocarburos) y depositaciones lutíticas en los
poros y en los conductos de conexión entre los poros.
Saturación de agua alta, frecuentemente mayor de 0.50. Esto
puede reducir la permeabilidad efectiva a los hidrocarburos a
un décimo de la permeabilidad absoluta de la formación.
L 4. La permeabilidad es función de la presión; esto puede reducir
adicionainiente la permeabilidad a un centésimo de la
permeabilidad absoluta.
Los pozos productores en yacimientos de baja permeabilidad
presentan características diferentes en cuanto a producción con
respecto a los pozos productores en yacimientos convencionales, en
los cuales su producción se mantiene constante por cierto tiempo.
Es decir, su gasto de producción prácticamente no se puede
- mantener constante y disminuye en la forma mostrada en la Fig. 20.
La presión de fondo en estos pozos alcanza un valor casi constante
a pocas horas de haberse iniciado su producción.
1
Los yacimientos de baja permeabilidad han estado en explotación
por aproximadamente 40 años. La explotación de este tipo de
yacimientos está estrictamente relacionada con la estimulación que
debe de efectuarse en los pozos para que su producción sea
económicamente rentable. La magnitud de las reservas de
hidrocarburos recuperable de yacimientos de baja permeabilidad
• depende principalmente de los dos factores siguientes: a) precio
de los hidrocarburos y otros incentivos económicos favorables y b)
avances en la tecnología para la estimulación de pozos (Kazemi,
1982; Haas y cols., 1987). El factor a) es en general más fácil
de cumplirse que el factor b). Por ejemplo, en Estados Unidos el
precio promedio del gas aumentó de $ 0.22 a 2.41 dólares por
millar de pies cúbicos en el período comprendido entre 1973 a 1982
(J. Pet. Tech., 1983). Adicionalmente, se puede mencionar que el
gas producido de yacimientos de baja permeabilidad, ha alcanzado
30
E • precios en E.U. de $ 5.00 por millar de pies cúbicos e incluso, el
gas producido de "yacimientos profundos" se ha vendido a un precio
de $ 10.00 dólares por millar de pies cúbicos (J. Pet. 1982).
La tecnología de estimulación de pozos terminados en yacimientos
de baja permeabilidad está basada principalmente en lo que se
conoce con el nombre de fracturamiento hidráulico. Un
fracturamiento hidráulico se define como el proceso que da como
resultado la creación de una fractura en una formación productora
u
por medio de la inyección de fluidos y agente sustentante (arena)
a presiones elevadas a través del pozo, de tal manera que se venza 1
el esfuerzo in situ existente, resultando en la ruptura de la
formación. El fluido rompe la roca, normalmente en un plano
vertical. Las arena o agente sustentante permite que la fractura
permanezca abierta después del fracturamiento. Esto proporciona
un canal de flujo para que los hidrocarburos fluyan con mayor
facilidad de la formación hacia el pozo. En resumen, un
fracturamiento hidráulico consiste en la creación y preservación
de una fractura en la formación productora.
u. El primer fracturamiento hidraulico se efectuó en los Estados
Unidos en marzo de 1949. A la fecha se han efectuado
aproximadamente un millón de fracturamientos hidráulicos. En los
Estados Unidos se fracturan entre 35-40 porciento de los pozos
r perforados. El costo de estos fracturamientos varía entre
$10,000.00 y 1,000,000.00 dólares, dependiendo de la magnitud del
mismo. Un fracturamiento grande orientado a estimular una
formación de baja permeabilidad, conocido con el nombre de
fracturamiento masivo, consiste en generar una fractura vertical
de longitud media mayor o igual a 1,500 pies, donde se emplean
volúmenes de fluido de tratamiento variando entre 50,000 y 500,000
galones y cantidades de agente sustentante de 100,000 a 1,000,000
de libras (Fast y cols., 1977).
Es importante tener presente que la incorporación a nivel
comercial de los yacimientos de baja permeabilidad permite
- 31
1
h.
aumentar las reservas de hidrocarburos. En los E.U.A. se ha
reportado que el porcentaje de las reservas de gas existente en
los yacimientos de baja permeabilidad, es de aproximadamente 65%
(Baker, 1981). También, las predicciones de producción indican
que para el año 2010 en adelante la producción de gas de estos
yacimientos representará más del 50% de la producción de E.U.A.
Cuantificando la información anterior, se ha concluído que el
volumen de gas recuperable en E.U.A. de yacimientos de baja
permeabilidad varía entre 190 x 1012 y 570 x 1012P , el cual e
• corresponde a un volumen de aceite equivalente entre 30 x10 3-
100x103 millones de barriles (Kazeini, 1982).
En México se tiene identificados varios yacimientos de baja u
permeabilidad, (Fig. 21). En la parte Norte, en las áreas de
Reynosa, Tainp., Monclova y Piedras Negras, Coah. También, dentro
de esta categoría de yacimientos se tienen los yacimientos
productores de aceite en la formación Chicontepec. La Tabla 6
muestra la permeabilidad promedio de las formaciones productoras
de algunos yacimientos que se encuentran en las áreas
anteriormente mencionadas. Toda la información disponible indica
que se encontrarán más yacimientos de baja permeabilidad en
nuestro país como resultado del proceso continuo de exploración u -
que efectua Petroleos Mexicanos.
OPTIMIZACION DE LA EXPLOTACION DE UN YACIMIENTO
Se ha mencionado previamente que el objetivo principal de la
administración de yacimientos es el optimizar la explotación de
los yacimientos. En esta sección se presentan una discusión
adicional en relación a la optiinización de la explotación de un
yacimiento, enfatizando los aspectos más complejos relacionados
con los campos marinos.
Crichlow (1977) ha discutido el problema de optimización y
su relación con la simulación de yacimientos. El aspecto más
importante en un proceso de optimización es el entender claramente
el problema que se necesita resolver. Un entendimiento profundo
de los factores que afectan el problema asegurará que se obtenga
un modelo descriptivo más completo, permitiendo obtener resultados
32
• más apegados a la realidad y de mayor facilidad para su
implementación. Una parte muy importante de este proceso lo
constituyen la información o datos necesarios para el estudio.
Wagner (1969) divide el proceso de optiinización en cuatro etapas.
A continuación • se describe este proceso, adaptándolo a los
propósitos de la administración de yacimientos.
1. FORMTJLÁCION DEL PROBLEMA: En esta parte de definen todos los
elementos del problema, se establecen las limitaciones y los
objetivos.
• 2. DESARROLLO DEL MODELO: Se obtiene un modelo geológico-geofísico
del yacimiento y posteriormente se desarrolla un modelo
matemático, frecuentemente para estudios detallados de tipo
numérico. Se debe establecer un compromiso en cuanto a la
complejidad del modelo: que no sea demasiado complejo porque
pudiera ser imposible de resolverse o por el contrario, que
fuera muy simplificado, resultando en que sus predicciones no
• reprodujeran aceptablemente el comportamiento del yacimiento.
• 3. ANÁLISIS: Esta parte corresponde a la predicción del
comportamiento del yacimiento para las diferentes alternativas
de explotación que se han considerado viables. Un aspecto
primordial a considerarse en esta etapa es la sensibilidad de
las predicciones a los datos del yacimiento y de los fluidos,
lo cual es esencial para determinar la confiabilidad de los
resultados.
4. IMPLEMENTACION DE LOS RESULTADOS: Esto involucra el uso de los
resultados del estudio en el campo, verificando si el modelo
geológico-geofísico finalmente empleado es aceptable y si la
predicción del comportamiento obtenida es congruente con el
comportamiento real posterior al período de ajuste de historia
de producción. Después de un cierto tiempo se incorporaría la
nueva información disponible acerca del campo y se realizaría
un nuevo estudio, Figs.1 y 3. Por supuesto, conforme avanza el
tiempo que se ha trabajado en un proyecto de administración de
33 SI
1
yacimientos, se dispondrá de mayor información acerca del
comportamiento del sistema, obteniéndose predicciones cada vez
más correctas.
En la literatura técnica existen numerosos trabajos que discuten
el problema de optimización de la explotación de yacimientos
(Rowan y Warren, 1967; Bradshaw y Kingsbury, 1971; O'Dell y cols.,
1973; Archer y cols., 1975; Craig y cols., 1975; Sullivan, 1982;
Meza y cois., 1982; Barbe, 1983; Bath y cols., 1983; See y Horne,
1983; Aronofsky y cols., 1985; Siinpson y Weber, 1986; McIntosh y
Baxendale, 1986; Aronofsky, 1988; van Oort, 1988; Garaicochea y
r Samaniego, 1988; Wright y Hawkes, 1989; Patton, 1989). En general
la metodología discutida en estos trabajos se orienta hacia los
conceptos de la administración de yacimientos ya discutidos, con
un énfasis importante en la simulación numérica integral del
yacimiento y en los aspectos de análisis de rentabilidad de
proyectos, apoyándose en las técnicas de investigación de
- operaciones. 1
Un aspecto relevante comprendido en la optimización de la
explotación de un yacimiento es su desarrollo. Como se ha
mencionado, lo anterior se enfatiza al tratarse de un campo marino
(Craig y cols., 1975; Sullivan, 1982; Barbe, 1983; Bath y cols.,
1983; Silnpson y Weber, 1986; McIntosh y Basendale, 1986; van Oort,
1988; Garaicochea y Samaniego, 1988). A continuación se presenta
y compleinenta la discusión relacionada con el desarrollo de un
campo, presentada recientemente en una monografía (Garaicochea y
Samaniego, 1988).
Es evidente que debe de existir sólo una forma de explotar
óptimamente un yacimiento. Las inversiones, los ritmos de
producción, la recuperación final y las utilidades, pueden variar
considerablemente en función del procedimiento de explotación
aplicado. Para obtener la mayor recuperación, al menor costo, es u
necesario determinar y seleccionar mediante estudios diversos, la
manera más apropiada de realizar el desplazamiento del aceite; ya
sea aprovechando la energía natural o mediante la inyección de
agua, nitrógeno, CO, gas natural, etc. A continuación, para el
u 34
Nw
procedimiento de desplazamiento seleccionado, se determinará el
número de pozos productores e inyectores que deberán perforarse,
así como su localización (arreglo-espaciamiento) y la longitud y
posición de los intervalos a disparar. Estos estudios son los más
importantes. Si no se realizan en forma oportuna y apropiada,
pueden originar una recuperación o un rendimiento económico
deficiente. Es obvio que para decidir como explotar un yacimiento
es necesario conocer con precisión sus características, ya que
éstas permitirán identificar y evaluar la eficiencia de los 1
mecanismos de desplazamiento que pueden actuar en forma natural o
mediante la inyección de fluidos.
El conocimiento de las características del yacimiento es, por
lo tanto, el requisito primordial para realizar la planeación
óptima del desarrollo y la explotación de un yacimiento. Sin
embargo, sólo después de terminar el desarrollo del campo, se
tiene la mayor información y, aún así, ésta puede resultar
insuficiente. Algunas características del yacimiento, como la U
magnitud de su empuje hidráulico, la presencia de zonas
impermeables, etc., se infieren del comportamiento observado al
• explotar el yacimiento durante varios años.
Existen criterios diferentes para establecer la forma de
desarrollar y explotar un yacimiento. Un criterio, que se ha
aplicado en varios campos del Mar del Norte, consiste en diferir
el desarrollo hasta caracterizar y estudiar en forma confiable los
yacimientos, esencialmente con información obtenida en pozos
denominados de evaluación.
A continuación se enumeran los pasos principales que se siguen al
proyectar la explotación de algunos campos del Mar del Norte. La
mayor parte de estos pasos corresponden al procedimiento empleado
en el desarrollo del Campo Brent (Kingston, 1975).
n 1. Mediante registros sismológicos tridimensionales, se procura
obtener una descripción detallada del yacimiento (Stiles y
Nckep, 1986).
35
L
Los primeros pozos que se perforan son pozos de evaluación.
Su objetivo primordial es obtener información, no producción.
Su localización se fija para conocer la extensión del
yacimiento y la variación de sus propiedades en sentido
• vertical y lateral. Estos pozos se nuclean totalmente en el
intervalo que contiene hidrocarburos. En ellos se realizan
pruebas de producción y se toman las muestras de fluidos
necesarias para determinar la variación de sus propiedades con
la profundidad. $
A partir de la información obtenida del primer pozo de
evaluación, se realizan estudios preliminares de yacimientos
para comparar la recuperación primaria con la obtenible para
•
mantenimiento de presión. También se inician los trabajos de
diseño de las plataformas de producción.
Con la información obtenida del segundo pozo de evaluación, - se
establece el modelo geológico preliminar del yacimiento. Se 1
realizan estudios de simulación numérica, principalmente de
sensibilidad, para comparar las características del
• desplazamiento con inyección de agua o gas. En estos estudios
se varían las curvas de permeabilidades relativas y la
distribución de la permeabilidad vertical; se estudia el
efecto de las capas densas o impermeables y el de la
distribución de pozos. Se realiza el análisis de la 1
conificación y digitación. También se hacen estudios en
modelos físicos, para observar estos fenómenos de
desplazamiento.
En esta etapa se fijan especificaciones para el diseño de la
primera plataforma, incluyendo las de las instalaciones para
manejar la producción y para inyectar agua o gas al
yacimiento.
[1
Con la información obtenida se realizan los estudios teóricos
y experimentales necesarios para:
a) Establecer el modelo geológico del yacimiento.
36
1 -. b) Determinar, mediante simulación matemática, el procedimiento
de recuperación del aceite, ya sea por su mecanismo de
desplazamiento natural o por inyección de agua, gas, etc.
o c) Definir la mejor localización de los pozos productores e
inyectores y de los disparos.
Programar una política de terminación de los pozos que
• proporcione la mayor probabilidad de obtener buenos
perfiles de inyección y de avance de los frentes de
desplazamiento.
Prever la necesidad de instalar posteriormente algún
sistema de producción artifical (bombeo neumático, a -
electrocentrifugo, hidraulico, etc.) y tomar medidas para
su adaptación. En algunos casos, al terminar los pozos, se
instalan mandriles con válvulas falsas de bombeo
neumático. Estas válvulas se sustituirán, con cable, por
• las que funcionarán al operar el bombeo neumático.
Minimizar las reparaciones de los pozos a causa de su
invasión imprevista por el gas del casquete o el agua de
fondo.
Determinar la secuencia de perforación de pozos que
conduzca a un rápido incremento en la producción de aceite,
minimizando la producción de agua y del gas libre
segregado.
Respecto a la forma de desarrollar un campo se pueden observar
diferentes criterios. En el desarrollo del Campo Brent los
proyectos de recuperación secundaria se establecieron, totalmente,
antes de iniciar su producción. La información requerida para
esto resulta costosa y puede transcurrir mucho tiempo antes de
iniciar la producción. Sin embargo, así se tiene la mayor
probabilidad de desarrollar y explotar en forma apropiada un
yacimiento, reduciéndose el riesgo de realizar posteriormente
37
MO
bid
cambios o rectificaciones a muy alto precio, ya que tanto el
proceso de desplazamiento seleccionado, como la localización de
los pozos y sus disparos, se determinan con base en un análisis
bien fundamentado. Se procura, en resumen, asegurar la
recuperación máxima con las menores inversiones, tanto en el
desarrollo de la perforación de pozos como en su terminación y en
sus reparaciones futuras. La selección apropiada de los
intervalos por disparar permitirá minimizar las reparaciones,
disminuyendo así el riesgo de tener accidentes mecánicos.
Cabe señalar aquí que un espaciamiento regular de los pozos
productores generalmente es inapropiado. Se requeriría de un
yacimiento homogéneo, isotrópico, de espesor poco variable y
• continuo, para justificar dicho arreglo. La distribución de los
pozos deberá ser irregular en yacimientos con permeabilidad
orientada, ya que en éstos su área de drene tiende a ser
elíptica. Las heterogeneidades del yacimiento, entre las que
destaca la discontinuidad de sus cuerpos productores, indicarán la u
forma de espaciar los pozos. Tambien es evidente que la
localización de los pozos productores y los inyectores será
irregular, y muy diferente, al realizar un desplazamiento vertical
por inyección de agua de fondo o por inyección de gas.
La realización de los estudios anteriormente señalados debe
considerar el enfoque de la administración de yacimientos, estando
las decisiones subordinadas a los resultados del análisis
económico, considerando diferentes alternativas de explotación.
Un problema que puede original bastante incertidumbre, en relación
a la localización óptima de los pozos productores y sus disparos,
es el de la evaluación de la potencialidad del empuje hidráulico
• natural. Sin embargo, las características de la formación
generalmente indicarán la posibilidad de contar con un empuje
hidráulico substancial o débil. Por ejemplo, si la permeabilidad
es baja y el afallamiento regional es frecuente, el empuje
hidráulico será muy reducido. Cuando los estudios geológicos
regionales muestran la existencia de acuíferos de gran extensión,
en formaciones continuas muy permeables, entonces el empuje
38 1
u hidráulico será considerable, pero incuantificable con precisión
al iniciarse la explotación del yacimiento.
El criterio de desarrollar un campo rápidamente, con la finalidad
de obtener una producción alta, en poco tiempo, tiene como ventaja
la pronta recuperación de la inversión. Sin embargo, este
procedimiento impide caracterizar apropiadamente los yacimientos,
ya que los primeros pozos perforados no se localizan, profundizan,
nuclean o prueban en forma requerida para realizar la evaluación
L del yacimiento. De hecho se 0pta por un patrón de desarrollo
convencional, similar al utilizado con anterioridad en otros
campos. La carencia de la información básica impedirá
generalmente estudiar y seleccionar la forma más adecuada de
• explotar el yacimiento. Lo más probable es que el monto total de
las utilidades, y la recuperación final, sean mucho menores que
las que se obtendrían mediante un desarrollo basado en la
caracterización preliminar, con pozos de evaluación.
En particular, un problema que se presenta normalmente en la
caracterización inicial de un campo marino, o en general en un
campo aislado sin conexión, para la recolección de los
hidrocarburos, es la carencia que se tiene previamente a su
desarrollo de información relacionada con el comportamiento
dinámico del yacimiento. Las pruebas de límite de yacimiento y
las pruebas de límite económico (Natthews y Russell, 1967;
Earlougher, 1977; samaniego y Cinco, 1992) han sido empleadas en
a el pozo exploratorio que descubre un campo, con el propósito de
estimar el volumen poroso del yacimiento recién descubierto
y/o con el objetivo de probar la existencia de un cierto
volumen mínimo que garantice la perforación de un segundo pozo.
Esta información muy útil corresponde únicamente al
comportamiento del yacimiento a tiempos medios.
1'
Con la intención de obtener información dinámica a largo plazo se
ha probado exitosamente el efectuar pruebas de larga duración,
similares a las que se acaban de discutir, pero con una
interpretación basada principalmente en la simulación integral de
a
39
h.
yacimientos (Fjerstad y cois., 1992). El concepto larga duración
se refiere a períodos mayor a cuatro semanas, además de que los
hidrocarburos producidos se recuperan y se venden. Se llevó a
cabo una prueba de este tipo en el campo Oseberg, localizado en el
mar del Norte, empleando el barco de producción Petrojari I.
Estas pruebas de producción se efectuaron como parte de un
programa de recolección de información para la evaluación del
yacimiento previa al inicio de producción. Estas pruebas
involucraron dos pozos y cuatro yacimientos. La venta del aceite
producido durante las pruebas cubrió los costos de operación
L involucrados. Como resultado de estos trabajos se incrementaron
las reservas en 110 x 106, barriles es decir, se mejoró el grado
de certidumbre de esta información muy importante relacionada
con las reservas. Adicionalmente se mejoró el entendimiento acerca
U del yacimiento, se logró tener una descripción geológica más
apropiada, se optimizó el programa de localización de los pozos,
se diseñó la estrategia de producción de los pozos para evitar la
presencia de efectos de conificación del gas y la planificación de
su producción para condiciones de presión de fondo fluyendo
inferiores a la presión de saturación.
CONCLUS IONES
En este trabajo se han presentado algunos aspectos relevantes
relacionados con la explotación de yacimientos de gas, gas y
condensado y aceite volátil. Con base en la discusión de este
artículo se pueden establecer las conclusiones siguientes:
Los estudios relacionados con el comportamiento integral de un
yacimiento deben efectuarse siguiendo la metodología
contemplada en la Administración de Yacimientos.
SI
Debido a que cada vez se perforan pozos más profundos, la 1
tendencia de los descubrimientos de yacimientos nuevos ha sido
a encontrar yacimientos de gas, gas y condensado y aceite
volátil.
Para el diseño óptimo de una estimulación en un pozo de gas,
es necesario tomar en cuenta la caída de presión adicional
40 1*
causada por el flujo a alta velocidad.
Por medio de un estudio de simulación realizado con base en un u
nuevo simulador, se recomendó para la arena y-lO del campo
Reynosa Profundo la perforación de pozos de relleno.
Se dispone de un paquete de cómputo, AUTOVAL, el cual en forma
automatizada realiza la validación necesaria de los análisis
PVT coinposicionales.
La inyección de agua como proceso para aumentar la
recuperación de hidrocarburos, presenta condiciones favorables
en los yacimientos de gas y condensado del área Chiapas-
Tabasco.
u 7. La caracterización de los fluidos de composición variable es
indispensable para poder identificar correctamente las
características del yacimiento y posteriormente poder emplear
la EDE ajustada en el estudio de simulación numérica
subsecuente.
La inyección de nitrógeno en el casquete secundario del campo
Cantareli, con propósitos de mantenimiento de presión y de
mejorar las condiciones de segregación gravitacional, puede
• mejorar las condiciones de explotación del yacimiento.
Los yacimientos de baja permeabilidad contienen reservas
importantes de aceite y gas.
Un criterio que ha sido exitoso en el desarrollo y explotación
de campos marinos consiste en diferir su desarrollo hasta
caracterizar y estudiar en forma confiable los yacimientos. II
NOMENCLJTURA
Ci = constante, log (k/i(p 1 ) c(p 1 )r 2 )+iog
• = coeficiente de turbulencia, (MP/D {m/D) ]
g = aceleración de la gravedad, p/seg 2 [m/seg 2 j
h = espesor de la formación, p [m]
41 u
II.
a
u
a
a
h = espesor de la formación abierto a producción, p [ni]
k = permeabilidad absoluta de la formación, md
k f = permeabilidad relativa a la fase f, md iu1 = pendiente de la gráfica de presión para condiciones de
flujo a gasto variable, (lb/pg2 ) 2/cp/Mp3 /A[MPa2/inPa s/m2 /D]
N = índice que representa la variación del gasto durante una prueba de presión
p = presión, lb/pg2 [kPa]
ce = presión a condiciones estándard o de referencia, lb/pg 2 [kPa]
p (p)= pseudopresión para flujo de gases reales, 2 J ' ( p/i.tz)dp,
(lb/pg 2 ) 2/cp[Mp/mPa.s] PO
Pwr = presión de fondo del pozo fluyendo, lb/pg 2 [kPa]
q = gasto del pozo a condiciones estándard, Mp 3 /D[n1 3/D]
r = distancia radial, p [ni]
s = factor de daño o factor de daño mecánico, Ec. 2.
S = saturación de la fase f.
s = factor de pseudodaño por penetración parcial del pozo
s = factor de pseudodaño por flujo a través de una fractura hidráulica
s = factor de pseudodaño por flujo a través de disparos
s = factor de pseudodaño por inclinación del pozo SwP
s t
= factor de daño total, Ec. 1
t = tiempo, hr
z = coordenada z, p [ni]
= proporción o fracción del área referida al círculo
= factor de conversión de unidades para la pseudopresión,
5.03332 x 10 4 [4.5751x10 4 ]
Pt = factor de conversión de unidades para el tiempo, 2.637x10 4
= porosidad
ID = potencial, Ec. 8
p = densidad de la fase f.
SUBINDICES
f = fase o condiciones fluyentes
g =gas
j = índice que representa los diferentes gastos variables durante una prueba de presión
o = aceite
w =pozo 42
4
u
a
u
4
a
a
¡
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1 09
47
u
Sn
u
e
TABLA 1. CARACTERISTICAS GENERALES DE LOS YACIMIENTOS DE GAS, GAS Y CONDENSADO Y DE ACEITE VOLATIL.
Tipo de Tempera- RGA Yacimiento tura. (p 3 /B ) 1 Densidad % CH % C
+ ce ce 4 7
Gas >T > 50 000 3 <0.7 >75 <1 cr 1
Gas y T <T< T 5000 < RGA o
Condensado c cri < 50 000
45 API 75< <85 3< <8
Aceite T < T > 2000 > 32 0 API volátil c
TABLA 2. CAMPO REYNOSA PROFUNDO, INFORMACION BASICA (MONTIEL, SAMANIEGO Y BERUMEN, 1990).
e
e
5,
u
e
Presión inicial
Temperatura del yacimiento
Permeabilidad promedio
Densidad relativa del gas
Rango de porosidad
Compresibilidad del agua
Viscosidad del agua
Gasto inicial de producción promedio por pozo
Fecha de inicio de explotación del yacimiento
Profundidad media
= 12 500 lb/pg2
= 267 ° F
= 2 md
= 0.622
= 0.16 - 0.24
= 2.6 x 10_6 (1b/pg2)'
= 0.3 cp
= 9 MNPe/D
= 4 de Enero, 1989
= 3588 M B N M
E E
47
TABLA 3. COMPARACION PARCIAL DE LOS RESULTADOS DE WHITSON Y TORP
(1983) PARA EL GAS Y CONDENSADO NS-1 Y LOS PROPORCIONADOS
POR AUTOVÁL
F7SE GAS FASE LIQUIDA
PRESION (lb/pg 2 )
COMPONENTE 4314 714 *
W.T. AUTOVAL LABORATORIO W.T. AUTOVAL
N 0.336 0.336 0.020 0.029 0.009 2
C 77.644 77.888 12.420 11.939 9.312 1
CO 2.447 2.450 0.590 0.595 0.494 2
C 7.793 7.870 3.360 3.623 2.804 2
C 3.405 3.400 2.920 3.133 2.651 3
ic 0.660 0.653 0,910 0.967 0.859 4
nC 1.326 1.312 2.090 2.314 2.062 4
IC 0.564 0.552 1.400 1.509 1.396 5
nC 0.592 0.580 1.600 1.770 1.681 5
C 0.889 0.869 3.680 4.223 3.930 6+
C 6.157 4.090 71.010 69.897 74.808 7
* Whithon y Torp
TABLA 4. VARIACION DE LA RECUPERACION DE HIDROCARBUROS PARA
CONDICIONES DE INYECCION DE AGUA EN EL CAMPO GIRALDAS
(LEON, 1992)
VOLUNEMPOROSO FACTOR DE RECUPERACION, FRACCION
INYECTADO, CONDENSADO GAS TOTAL
FRACCION
0 0.352 0.747 0.666
0.0576 0.390 0.764 0.684
0.1533 0.439 0.797 0.714
0.6259 0.506 0.923 0.827
48
r
e 1! E e PI
e PI
L
TABLA 5 COMPARACION DE LOS VALORES DE PERMEABILIDAD EN ACUIFEROS
Y EN YACIMIENTOS PETROLEROS (MODIFICACION DE LA TABLA
5.51 DE BEAR, 1972)
PERMEABILIDAD K(MD)
10 8 10 6
10 12 1 102
PERMEABILIDAD - PERMEABLE SEMI- IMPERMEABLE PERMEABLE
NO
ACUIFEROS BUENO POBRE EXISTE
S U E L O S GRAVA LIMPIA
ARENA LIMPIA
ARENA MUY FINA Y
LIMO
ARCILLA
YACIMIENTOS PETROLEROS
R O C A s
YACIMIENTO DE BAJA RMlA1L.iUAU
TABLA 6. PERMEABILIDAD PROMEDIO DE ALGUNOS YACIMIENTOS EN MEXICO.
k (MD) FLUIDO
CHICONTEPEC 0.2 ACEITE
POZO PARRENO 0.01 GAS
MONCLOVA - BUENA SUERTE
<1 GAS
NILO 0.06 GAS
E
40
DESCUBRIMIENTO
D E L
u Y A CIMIENTO
- DETERMINACION DE L A S
u CA R A C T E Rl S TI CA S DEL VACI MIENTO
u
-t
EVALUACION DE LAS PROPIEDADES DEL MEDIO POROSO Y DE LOS FLUIDOS
QUE LO SATURAN
u
ti
IS
DESARROLLO DEUN MODELO
D E L VACI MIENTO
PREDICCION DEL COMPORTAMIENTO DEL Y A C 1 M 1 E N T O
(EXPLOTACION OPTIMA
ti
ti
Fig 1 Diagram.a de flujo de la Ingenier(a de Yacimientos
N
(3) INSTALACIONES SUPERFICIALES
(2) TUBERIAS VERTICALES
(1) YACIMIENTO
E
1
1 1
.1. r 1
Fig 2 Sistema total de flujo-simulacidn integral
E
E
PERFORACION ¡OPERACIONES rDE PRODUCCION (TERMINACION
REPARACION Y \ESTIMULACIONY
DISEÑO Y
CO NS T RU CCI O N
u u.,
u
It
a
CUMPUTACION ANÁLISIS DE
RENTABILIDAD E INVESTIGACION D \OPERACIONES)
(1 NGENI ERtA
DE GAS NATU E
INGENIERIA ' QUIMICA
LABOR ATORIOS" DE
1 NVEST1GACION Y DE
.SERVICIO
1
It
G E O LOGIA Y
GEOFISICA
INGENIERIA DE
YACIMIENTOS INGEN 1 ERIA
DE PRODUCCION
4DM 1W IST RAC ION DE
YACIMIENTOS
Fig 3 Actividades principales involucradas en la Ad - ministración de Yacimientos ( modificación de la fig.1 de Thakur ,1991)
!
r
u.
1
1
1=
1
o 1-
LLJ
—J LLJ
o (1) bJ
o-
1 LIQUIDO YACIMIENTOS DE GAS YACIMIENTOS DE
Y CONDENSADO GAS
B
/ o 1 1• C IB /
0 0
/
DB2 / 1
• l / o\o
1 / GAS /1
/ 1 °o
B3 )cri
TEMPERATURA DEL YACIMIENTO
A - YACIMIENTO DE • 8 - YACIMIENTO DE
C - YACIMIENTO DE
Fig 4 Diagrama fluido de
-
E
GAS GAS Y CONDENSADO ACEITE VOLATIL.
de presión - temperatura para el un yacimiento
O
1
3
o
o o
7 LL
o cr a-
11
13
15
17
\
F- o o o o\ A
o ¡AA A
1 A A - o \A AA
- -1s
•1
t
u
12
10 3 1O 10 io6
RELACION GAS-ACEITE (CONDENSADO)
(Pe/Bce)
O ACEITE
A YACIMIENTOS DE GAS Y CONDENSADO
Fig 5 Incremento de la relación gas - aceite con la pro - fundídad para los descubrimientos durante 1955 en el área sudoccidental de Louisiana
Craft y Hawkins , 1959 )
u
1.5
u mí
CL
1.0
0.5
ni
¡
150
III
a
u II
N q - q1_1
2.3026 t-ti_1 Mpe/D/HR
Fig 6 Estimacio'n de la pendiente semilogari'tmica m para el ejemplo de Quillian
11
qN , Mpe/D p
1000
•1
u
o +
-4.5
-5.0
CL
-5.5
e
e e e
- D1.98x10(MPe/D)1
Sz -6
Fig 7 Estimacio'n del factor de daño s y del coeficiente de turbulencia D para el ejemplo de Quillian
L
£
1 t a
Im
u
E u
- AREA DE CIERRE ESTRUCTURAL
Li o--a: a-
MO[
MODELO DEL YACIMIENTO- ACUIFERO
Fig 8 Configuracidn estructural de las cimas deja Aren.a V-10 del campo Reynosa Profundo (Montiel, Samaniego y
It
Bermen, 1990 ) 1
e.
E 1
u
al
u
Pl
u
u
/ 1
4)
/4)
/ /
/ /
/
1
Pl
1013
1035
u
1015
' 1
; 4
1
/
Li,na,v
Fig 9 Configuracidn estructural de las cimas de la arena V-10 del Campo Reynosa Profundo ( Montiel, Samaniego y Berúmen, 1990)
b.
DISTRIBUCION DE FLUIDOS
1013 4 B C
t f 5•SSSSS
t 10034 1015 •.. Ss. i • •(( ....(( ......((...
s.s. (( ......(( •.e
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TTAATTTT..TT(3(AAAAAXAAA (AAAAAAA......AA.....AAA TTAATTTT,.TTXXAAAAXAAA.AAAAAAA3(x -XX .... AA .....)3O(
TTTTTT..TTTT..AAAAAAAAAAAA..AAAAA 5 ss ••AAAA
Fig 10 Distribucidn del gas y del agua para la alternativa(b) en que se consideran los pozos de relleno A,B,C, Arena V-10,
Campo Reynosa Profundo ( Montiel, Samaniego y Berúmen, 1990)
e
J
t
r 1
III
u
J.
Proci'o p 1 ,T,Vc p 2 , T, y 1
a
u
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E u
1
1 t L
•W/ÁZ MERCURIO GAS
Fig 11 Prediccidn del comportamiento volumétrico de un yacimiento de gas y condensado
0.01 o
100
10 Cl
co2
C2 _
H2S
== -
1 C4 nC4 - - -
C6 _
ouo rLII•io] 6000 7000
P R E S 1 0 N, lb/pg 2
Fig 12 Valores para las constantes K obtenidas de datos de laboratorio para el gas y condensado del pozo Giraldas 32
há
+84000 4_86000
88000 —f
2000
SIM BOLOGIA
u
le..
1
O LOCALIZACION
4i POZO PRODUCTOR DE GAS Y COND.
-E* POZO TAPONADO POR IMPRODUCTIVO
- POZO TAPONADO POR ACC. MECANICO
POZO INVADIDO POR AGUA SALADA
POZO PRODUCTOR INVADIDO POR AGUA
+ 711 ¡ 7/ 1 /
520 ¡ óo3_ * 1!
48
-
RALAS 159
157
/
52 000
__-j_54 000
_H-58 000
56000
_4600
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1521*
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o '• 1'
, 460 14
nl
(
( 1 8 * u
119 62
Ev
24 cf1BLOQUE
/ 2 J I .A.S.
e
0
Fig 13 Configuracidn estructural del Campo Giraldas Marti'nez y CoIs., 1990)
O
60000
-]--62000
Y
x •1 ___________
M
J 100
1
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400
SECCION AREAL
ESC. 1:25 ACOT. Mts.
u
u.
L 1
ESC. VERT.1:100 ESC.HOR. 1:25
SECCION TRANSVERSAL
Hg 14 MaIla utilizada para discretizar la seccidn del Campo Giraldas usada para la simulacidn
E
— — — :— — o, o
FACTOR DE RECUPERACON DE CONDENSADO (FRAC. VOL. CONO. ORIG.)
11 2 (0
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1
u
3372 lb/pg 2
Pb , calculada
/1
1 ¡ 1 ¡
1
b
0 200 400 600 800
L
T E M P E R A T U R A °F
e CURVA DE BURBUJEO CURVA DE ROCIO
Fig 16 Diagrama de fases sin regresio'n no- lineal del pozo Jujo-42
1
4000
3732
c'J
3000
z
o
(1)
w 2000
a-
u
1000
n
u
u,
u
- -
Pb
Ii ________ III JI itt ITT 1111 II
b 1
0 200 400 600 800
TEMPERATURA °F
e • CURVA DE BURBUJEO CURVA DE ROCIO
Fig 17 Diagramo de fases con la Ede ajustada del pozo Jujo- 42
92 y
37 94-A J x 77 A N N
72 95
___ 73
71
76
79 7 9
52
KD 31
33
35
11-D 16
14 11 17 1,14 1001 15 o
\L. 3 LV Y5 6-A 1-A1
E
1
2149
214
o 2147
2145
597 598 599 600 601
602 603
1 x , GEOG
Si MBO LOGIA
• POZO PRODUCTOR DE ACEITE 1 POZO TAPONA?D0
- LIMITE EXTERIOR DE LA MALLA C,D,E,F, PLATAFORMAS DE I,J N 1 0. PRODUCCION
ESC. 1:25000
Fig 18 Area de drene para la producción de la plataforma E
E
z 0.8 o o o 0.7
U06
D 0.5 o
LaJ 0.4 o z o 0. 711
o
cx 0.2
(1) 0.1
00 DO000000 < 700000000000
00000000000000000
Af AA +
AL ++ AA +
AA ++ Á
_____________
ÁL&ÁAUÁÁÁÁ
1985 11111111111
1986 iIIlIII!I!
1987 1988 1989 1990
TI E M PO
o PRED. NATURAL
+ PRED. 10 Mm3/D DE N2
£ PRED. 20 Mm3/D DE N2
PRED. 30 Mm 3/D DE N2
Fig. 19 Variacio'n de la saturacidn de aceite So COIl respecto al tiempo para la parte superior del casquete de gas del yacimiento Canta rell, considerando inyecci ' on de nitrógeno
u
az
wf
e, u
r
TIEMPO
Fig 20 Comportamiento de un pozo en un yacimiento de baja permeabilidad
E
1- 1.
II L 4 ;
4
Xi
1 k - r
t
' GOLFO DE L SABINAS
L . . . ... . . . . r
r,
\•••••.•
.• REYNOSA
........................... . .
L CHICONTEPEC
........ .................... . . -
1
Fig 21 Yacimientos de baja permeabilidad en México
r L
1 1
1
u ACADEMIA MEXICANA DE INGENIERIA
"EXPLOTACION DE YACIMIENTOS DE GAS, GAS Y
CONDENSADO Y ACEITE VOLATIL" 1
e.
f FERNANDO SAMANIEGO V., PEMEX Y UNAN
RESUMEN
En este trabajo se discuten aspectos relevantes relacionados con
la explotación de yacimientos de gas, gas y condensado y aceite
• volátil. Se establece que este tipo de yacimientos es el que se
encontrará con mayor frecuencia en el futuro, debido a que la
exploración de hidrocarburos tendrá cada vez objetivos más
profundos. Se enfatiza la continuidad necesaria que deben tener
los estudios de ingeniería de yacimientos, así como la
conveniencia de un enfoque multidisciplinario, de tal forma que se
obtengan los mejores resultados posibles. Se analizan los '
aspectos esenciales relacionados con los cambios de composición
muy importantes que se presentan en los yacimientos de gas y
condensado y de aceite volátil, así como el manejo de los fluídos
en la superficie para su recuperación óptima. Se concluye que
r para simular apropiadamente el comportamiento de un yacimiento
es necesario emplear un procedimiento integral, del tipo
considerado en la Administración de Yacimientos, en el que se
considera el flujo en la formación productora, en las tuberías
verticales y en las instalaciones superficiales. Finalmente se
discute la existencia de estos yacimientos en formaciones de baja
permeabilidad (k< 1 miliDarcy), concluyendo que se tienen reservas
muy importantes de hidrocarburos, tanto a nivel mundial como
nacional, en estos yacimientos. Siempre que es posible se
establecen las limitaciones de los nétoc1os empleados para
estudiar este tipo de yacimientos, lo cual permitirá obtener
resultados más exactos.
h. 1
~~l
