INGENIERÍA DE YACIMIENTOS I

ING. LENIN ALI

INTRODUCCIÓN A LA INGENIERÍA DE YACIMIENTOS

UNIDAD I

Que es un yacimiento de hidrocarburos?

• Se entiende por yacimiento a una unidad geológica (trampa subterránea) de volumen limitado, porosa y permeable que contiene hidrocarburos comercialmente explotables en estado líquido y/o gaseoso.

Condiciones necesarias para la formación de los yacimientos

SISTEMA PETROLERO

• ROCA MADRE

• ROCA YACIMIENTO

• PROCESO DE MIGRACIÓN

• TRAMPA

• SELLO

¿Que es un mecanismo de producción?

• Una vez perforados los pozos estos comienzan a producir debido a la acción de fuerzas naturales que desplazan los fluidos del yacimiento hasta los pozos productores. Estas fuerzas naturales a medida que se va produciendo van disminuyendo, hasta el punto donde el yacimiento alcanza su límite físico, las fuerzas capilares que se desarrollan entre los fluidos y los poros de la arena que los contiene, dejan atrapados al petróleo y este deja de fluir naturalmente, y es a partir de allí donde se aplican los mecanismos de producción inducidos. (Métodos de Producción).

Mecanismo de Producción

Gas en Solución

Capa de Gas

Segregación

Gravitacional

Empuje Hidráulico

Expansión de la Roca

y los Fluidos

Combinado

• Son conocidos como sistemas de levantamiento artificial y son empleados para llevar los fluidos del yacimiento a superficie cuando el mismo no puede seguir produciendo por flujo natural.

¿Que son los Métodos de Producción?

Bombeo Mecánico

Levantamiento Artificial por GalBombeo Electrosumergible

Bombeo de Cavidad ProgresivaBombeo Hidráulico

Clasificación de los yacimientos de hidrocarburo

• EMPUJE HIDRÁULICO

• GAS EN SOLUCIÓN

• CAPA DE GAS

• EXPANSIÓN DE LA ROCA Y FLUIDOS

• SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL

• COMBINADO

De acuerdo al mecanismo de producción.

Clasificación de los yacimientos de hidrocarburo

De acuerdo al tipo de estructura geológica1. Estructurales.

Clasificación de los yacimientos de hidrocarburo

De acuerdo al tipo de estructura geológica2. Estratigráficos.

PROPIEDADES FÍSICAS DE LA ROCAUNIDAD II

Clasificación de los yacimientos de hidrocarburo

De acuerdo al estado termodinámico de los fluidosYacimientos de gas seco o de una sola

fase gaseosaYacimientos de

punto de roció o de condensado retrogrado

Yacimientos de punto de burbujeo, subsaturados o de

gas disueltoYacimientos con capa de gas o yacimientos saturados

123

4

Clasificación de los yacimientos de hidrocarburo

De acuerdo a los tipos de hidrocarburos que contiene

Yacimientos de Petróleo

Yacimientos de Gas

• Petróleo Negro• Volátil

• Gas Condensado o retrogrado

• Gas Húmedo• Gas Seco

Todas las rocas que cubren la tierra de acuerdo con la forma como ellas han sido formadas, se agrupan en tres clases principales: ígneas, metamórficas y sedimentarias.

Rocas Ígneas: Se forman del enfriamiento y solidificación del material de roca que se encuentra debajo de la corteza terrestre en estado líquido. Pueden ser formadas debajo de la superficie por enfriamiento muy lento o formadas en la superficie cuando el material fundido es forzado hacia la superficie de la tierra. En esta categoría se encuentran granitos, dioritas, lavas, basaltos, etc.

Rocas Metamórficas: Originalmente pueden ser ígneas o sedimentarias, sus características originales han sido cambiadas grandemente por las acciones de presión, temperatura y otros factores que actuaron sobre ellas dentro de la corteza de la tierra. Ejemplo de estas rocas son: filitas, esquistos, etc.

Rocas Sedimentarias: Estas rocas provienen de la consolidación de sedimentos formados sobre la superficie de la tierra o ambientes marinos, originados por descomposición mecánica de fragmentos de rocas pre-existentes por efecto de meteorización, erosión y transporte (depositación mecánica), también por precipitaciones químicas de soluciones o por secreción de organismos vivientes (depositación química). Frecuentemente, fueron depositados en capas o estratos.

En su mayoría todo el petróleo producido en el mundo proviene de rocas sedimentarias. Para localizar los yacimientos que contienen petróleo, se requiere del conocimiento de la naturaleza de los sedimentos.

Las rocas sedimentarias están en su mayoría formadas por minerales que permanecen estables sometidos a condiciones normales de esfuerzos y temperatura derivados de procesos y pueden ser divididas en dos grandes grupos mecánicos y químicos.

Rocas Clásticas: Están formadas de restos provenientes de la alteración y descomposición de rocas pre-existentes que pueden ser transportadas, frecuentemente a distancias considerables, por el viento, agua o hielo desde el sitio de erosión hasta el sitio de depositación. Estos sedimentos, los cuales se asientan bajo la acción de la gravedad a distancias desde sus orígenes son denominados “Exógenos”. Las partículas están usualmente unidas por un cemento de origen químico o bioquímico formando posteriormente la despositación. Ejemplo: Calizas y dolomitas.

Las rocas sedimentarias se clasifican según su composición en:

Rocas Carbonáticas: Son formadas por carbonatos de calcio y de magnesio precipitados en las aguas marinas por procesos químicos y bioquímicos. Ejemplo: Calizas y dolomitas.

Areniscas Conglomerados

Lutita

Calizas Lutitas Diatomeas

FosforitasDolomitas

Evaporitas(Algunas Calizas)

Precipitaciones

Restos Biológicos yPrecipitaciones

Carbón Orgánico

Restos Orgánicos Soluciones

DescomposiciónMecánica

Roca Fuente

Minerales Preexistentes

Descomposición Química

Clasificación de las Rocas Sedimentarias

PETROFÍSICA

Petrofísica, es la especialidad que

caracteriza las

propiedades físicas de las rocas

mediante la

integración del entorno geológico, perfiles

de pozos,

análisis de muestras de roca (Núcleos) y

sus fluidos

(Propiedades) e historias de producción.

Es el volumen poroso por unidad de volumen de formación. Es la fracción del volumen total de una muestra que está ocupada por poros o espacios vacios.

En términos físicos relacionado con yacimiento, la porosidad no es más que la capacidad de almacenamiento del mismo.

Vt

Vp

POROSIDAD

Ø = Volumen Poroso Volumen Total

POROSIDADClasificación y empaque de los granos que forman la roca

FACTORES QUE AFECTAN A LA POROSIDAD

1. Tipo de empaque.

2. Material cementante.

3. Presión de las capas suprayacentes y

confinantes.

4. Geometría de distribución de los grano.

5. Arcillosidad.

CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD SEGÚN LA DISTRIBUCIÓN Y FORMA DE LOS POROS:

Porosidad Primaria: La matriz de la roca esta compuesta de granos individuales, los cuales son más o menos esféricos y se encuentran empacados de alguna forma donde existen poros entre ellos, que es conocida como porosidad intergranular o de la matriz.

Porosidad Secundaria: La porosidad secundaria es causada por la acción de las agua de formación (Formando cavidades de disolución o pequeñas cavernas) o de las fuerzas tectónicas (Causadas por redes de fracturas o fisuras) sobre la matriz de la roca después de la depositación.

Porosidad Primaria

Porosidad Total (Øt): Incluye poros conectados y no conectados

Porosidad Efectiva (Øe): Incluye poros conectados

Permeabilidad: Medida de la facilidad con que una roca permite el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados.

qLAP

k=

q q

x=L

A

P

Ley de Darcy

K, es una constante de proporcionalidad, que relaciona la tasa de flujo y un diferencial de presión aplicada.Es intrínseca del medio poroso y no depende del fluido, su tasa o la presión diferencial (Flujo Darciano).La unidad de permeabilidad es el Darcy, la cual es muy grande, tanto que la parte de mil es generalmente utilizada: el milidarcy (md). El símbolo para la permeabilidad es k.

Absoluta: Medio poroso que está completamente saturado (100%) con el fluido que se mueve a través de los canales porosos.( HORIZONTAL; VERTICAL)

Efectiva: Facilidad con que una roca permite el flujo de un fluido, en presencia de otros u otros fluidos.

Kefec < Kabs.

Relativa: Cociente entre la permeabilidad efectiva a un fluido y una permeabilidad base.

Tipos de Permeabilidad

Medición de Permeabilidad

Puede ser medida en laboratorio sobre tapones o núcleos completos.

Generalmente se usa gas, el cual, no reacciona con la roca, pero ocasiona efectos no Darcianos (Mayor K).

La K debe corregirse a líquido con la función de Klinkenberg.

Celda de Hassler

Permeabilidad

POROSIDAD 40%

Permeabilidad Horizontal 1500 md

Permeabilidad Vertical 1000 md

Anisotropia

Permeabilidad Relativa

b) Normalizadas: se usan como bases las permeabilidades máximas (extremas) al fluido en cuestión:

k

kk

k

kk

k

kk g

rgw

rwo

ro

a) No normalizada: se usa la permeabilidad absoluta como base:

maxmaxmax g

grg

w

wrw

o

oro k

kk

k

kk

k

kk

Agua - Petróleo: Somax =1 -Swc Swmax = 1-Sorw

Gas - Petróleo : Somax = 1 - Swc - Sgc Sgmax =

1-Sorg - Swc

Las permeabilidades máximas se calculan así:

PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOSUNIDAD III

BALANCE DE MATERIALESUNIDAD IV

CONTENIDO• INTRODUCCIÓN

• ANTECEDENTES

• LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES

• CONSIDERACIONES

• APLICACIONES

• ÍNDICE DE EMPUJE

• FORMA LINEAL DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES

• LA EBM COMO LÍNEA RECTA EN LOS YACIMIENTOS DE GAS

• PROBLEMAS

INTRODUCCIÓN