ESCUELA TCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE MINAS

PROYECTO FIN DE CARRERA

DEPARTAMENTO DE MATEMTICA APLICADA Y MTODOS INFORMTICOS

RECUPERACIN SECUNDARIA EN CAMPOS DE PETRLEO Y SU CONVERSIN EN ALMACENAMIENTOS

SUBTERRNEOS DE GAS NATURAL

SUSANA JIMNEZ MORALES DICIEMBRE 2012

TITULACIN: INGENIERO DE MINAS PLAN: 1996

Autorizo la presentacin del proyecto

Recuperacin secundaria en campos de petrleo y su conversin en

almacenamiento subterrneo de gas natural

Realizado por

Susana Jimnez Morales

Dirigido por:

Ramn Rodrguez Pons-Esparver

Firmado: Prof. Ramn Rodrguez Pons-Esparver

Fecha: Diciembre 2012

II

AGRADECIMIENTOS

Quiero dar las gracias a mi tutor, Ramn Rodrguez Pons, y a mi padre, Mariano Jimnez Beltrn, por su tiempo dedicado a este proyecto.

Quiero agradecer a la Escuela de Minas de Madrid por haberme formado, al profesor Jos Bernaola por haberme introducido al mundo del petrleo con su asignatura de Laboreo I, a la Universidad Tcnica de Delft por haberme dado la oportunidad de comenzar mis estudios en Ingeniera de Petrleo, y de nuevo, a mi padre por haberme transmitido su pasin por esta profesin.

Tambin quiero dar las gracias a mis padres por haberme apoyado durante estos aos de carrera y a Vctor por haber sido un fiel compaero en la vida y horas de estudio.

Finalmente, quiero agradecer a mis compaeros de la Escuela, ahora mis amigos, que siempre me han ayudado y de los que me llevo un gran recuerdo.

III

NDICE

RESUMEN ...................................................................................................................... X

ABSTRACT ..................................................................................................................... X

DOCUMENTO 1: MEMORIA

1 OBJETIVO Y ALCANCE ............................................................................................................ 2

2 ANTECEDENTES ........................................................................................................................ 3

3 CONCEPTOS DE INGENIERA DE YACIMIENTOS ............................................................. 21

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4 DATOS ACTUALES .................................................................................................................. 37

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5 METODOLOGA........................................................................................................................ 38

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6 RESULTADOS ........................................................................................................................... 61

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7 CONCLUSIONES ....................................................................................................................... 82

8 BIBLIOGRAFA ......................................................................................................................... 83

IV

DOCUMENTO 2: ESTUDIO ECONMICO

1 INTRODUCCIN.....86

2 INVERSIONES (CAPEX)...86

3 INYECCIN Y EXTRACCIN DE GAS...87

4 PRODUCCIN DE PETRLEO.....88

5 GASTO OPERACIONALES (OPEX).....88

6 CUENTA DE RESULTADOS Y FLUJO DE CAJA...89

7 VALOR ACTUAL NETO (VAN)90

8 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR)..90

DOCUMENTO 3: ANEXOS

ANEXO A: TABLAS DE PRODUCCIN

ANEXO B: CDIGO SIMULACIN ECLIPSE100

ANEXO C: UNIDADES

V

NDICE DE FIGURAS

Figura 2-1: Mapa tectnico del campo de Ayoluengo ...................................................... 3

Figura 2-2: Mapa estructural de la capa Ayoluengo ......................................................... 7

Figura 2-3: Seccin ssmica interpretada del anticlinal del campo Ayoluengo ................ 7

Figura 2-4: Parmetros medidos con el mtodo de Rock-Eval Pyrolysis ....................... 10

Figura 2-5: Grfico del ndice de Hidrgeno vs. Tmx de una muestra del Jursico Superior (Purbeck) del suroeste de la cuenca Vasco-Cantbrica ................................... 11

Figura 2-6: Corte transversal SO-NE del techo del anticlinal de Ayoluengo. ................ 13

Figura 2-7: Clasificacin de las trampas ......................................................................... 15

Figura 2-8: Trampas estructurales y estratigrficas de hidrocarburos ............................ 15

Figura 2-9: Etapas de generacin de hidrocarburos ........................................................ 17

Figura 2-10: Procesos geolgicos en orden cronolgico para la acumulacin de hidrocarburos en Ayoluengo ........................................................................................... 18

Figura 2-11: Histrico del campo Ayoluengo ................................................................ 19

Figura 3-1: Porosidad dependiendo de la homogeneidad del tamao de granos ............ 22

Figura 3-2: Porosidad dependiendo de la geometra de los granos ................................ 22

Figura 3-3: Ley de Darcy ................................................................................................ 23

Figura 3-4: Permeabilidad relativa de agua (Krw) y petrleo (Kro) respecto a la saturacin del agua. El agua es la fase mojante y el petrleo la fase no mojante. .......... 25

Figura 3-5: ngulo de contacto () ................................................................................. 25

Figura 3-6: Presin capilar en un capilar cnico ............................................................ 26

Figura 3-7: Curva de presin capilar .............................................................................. 27

Figura 3-8: Tensin interfacial ....................................................................................... 28

Figura 3-9: Relacin de los factores en condiciones estndar de superficie y en condiciones de yacimiento .............................................................................................. 31

Figura 3-10: Parmetros del petrleo .............................................................................. 31

Figura 3-11: Parmetros del gas ..................................................................................... 32

Figura 3-12: Diagrama presin-temperatura de fases de un fluido del yacimiento ........ 33

VI

Figura 5-1: Empuje por gas en solucin ......................................................................... 38

Figura 5-2: Tendencia de la presin del yacimiento segn el tipo de empuje ................ 39

Figura 5-3: Tendencia del GOR segn el tipo de mecanismo de empuje. ...................... 40

Figura 5-4: Desplazamiento de petrleo por gas en el medio poroso ............................. 41

Figura 5-5: Inyeccin de gas externa .............................................................................. 42

Figura 5-6: Curva de aprovisionamiento y demanda de gas natural ............................... 45

Figura 5-7: Almacenamiento de gas en yacimiento agotado .......................................... 46

Figura 5-8: Seccin de un pozo de almacenamiento ...................................................... 48

Figura 5-9: Proceso de inyeccin y extraccin del gas en un yacimiento ...................... 49

Figura 5-10: Mapa capa Ayoluengo y dibujo aproximado de la capa en el modelo ...... 52

Figura 5-11: Capa Ayoluengo del modelo ...................................................................... 53

Figura 5-12: Pozos capa Ayoluengo ............................................................................... 55

Figura 6-1: Ajuste histrico. Produccin modelo diaria de petrleo del campo (FOPR) y produccin histrica diaria de petrleo del campo (FOPRH) en m3/da en superficie vs. tiempo ............................................................................................................................. 61

Figura 6-2: Ajuste histrico. Produccin modelo total de petrleo del campo (FOPT) y produccin histrica total de petrleo del campo (FOPRH) en m3 en superficie vs. tiempo ............................................................................................................................. 62

Figura 6-3: Ajuste histrico. Produccin modelo diaria de gas del campo (FGPR) y produccin histrica diaria de gas del campo (FGPRH) en m3/da en superficie vs. tiempo ............................................................................................................................. 63

Figura 6-4: Ajuste histrico. Produccin modelo total de gas del campo (FGPT) y produccin histrica total de gas del campo (FGPTH) en m3 en superficie vs. tiempo . 64

Figura 6-5: Ajuste histrico. Produccin modelo diaria de gas libre del campo (FGPRF), produccin modelo diaria de gas disuelto en petrleo del campo (FGPRS), ambas en m3/da en superficie, y presin del campo (FPR) en bar vs. tiempo ............................... 65

Figura 6-6: Ajuste histrico. Ratio modelo de produccin gas-petrleo del campo (FGOR) en m3gas/m3petrleo en superficie y presin del campo (FPR) en bar vs. tiempo ............................................................................................................................. 66

Figura 6-7: Ajuste histrico. Produccin modelo diaria de agua del campo (FWPR) y produccin histrica diaria de agua del campo (FWPRH) en m3/da en superficie vs. tiempo ............................................................................................................................. 67

VII

Figura 6-8: Ajuste histrico. Produccin modelo total de agua del campo (FWPT) y produccin histrica total de agua del campo (FWPTH) en m3 en superficie vs. tiempo ........................................................................................................................................ 68

Figura 6-9: Ajuste histrico. Saturacin del modelo de gas (FGSAT), petrleo (FOSAT) y agua (FWSAT) del campo vs. tiempo ......................................................................... 69

Figura 6-10: Ajuste histrico. Saturacin modelo de gas, petrleo y agua del campo a 1 de enero de 1965 ............................................................................................................. 70

Figura 6-11: Ajuste histrico. Saturacin modelo de gas, petrleo y agua del campo a 1 de enero de 2012 ............................................................................................................. 71

Figura 6-12: Prediccin. Inyeccin de gas diaria del conjunto de los pozos inyectores (P37, P18, P40, P35, P48) (GGIR:G1) en m3/da en superficie y presin del campo (FPR) en bar vs. tiempo .................................................................................................. 72

Figura 6-13: Prediccin. Extraccin de gas diaria del conjunto de los pozos extractores (P37, P18, P40, P35, P48) (GGPR:G1) en m3/da en superficie y presin del campo (FPR) en bar vs. tiempo .................................................................................................. 73

Figura 6-14: Prediccin. Inyeccin diaria de gas del pozo P17 en m3/da en superficie vs. tiempo ........................................................................................................................ 74

Figura 6-15: Prediccin. Produccin de gas diaria del total de pozos productores de petrleo en m3/da en superficie vs. tiempo .................................................................... 74

Figura 6-16: Histrico y Prediccin. Produccin diaria de petrleo del campo en m3/da en superficie vs. tiempo .................................................................................................. 75

Figura 6-17: Histrico y Prediccin. Produccin total de petrleo del campo en m3/da en superficie .................................................................................................................... 76

Figura 6-18: Prediccin. Produccin diaria de petrleo de los pozos productores (GOPR: G) y produccin diaria de petrleo de los pozos extractores (GOPR: G1) en m3/da en superficie vs. tiempo ....................................................................................... 77

Figura 6-19: Histrico y Prediccin. Produccin diaria de agua del campo en m3/da en superficie vs. tiempo ....................................................................................................... 78

Figura 6-20: Histrico y Prediccin. Produccin total de agua del campo en m3 en superficie vs. tiempo ....................................................................................................... 78

Figura 6-21: Prediccin. Presin del campo en bar vs. tiempo ...................................... 79

Figura 6-22: Histrico y Prediccin. Saturacin de gas (FGSAT), petrleo (FOSAT) y agua (FWSAT) del campo vs. tiempo ............................................................................ 80

VIII

Figura 6-23: Prediccin. Saturacin de gas, petrleo y agua del campo a 1 de marzo de 2034 ................................................................................................................................ 81

IX

NDICE TABLAS

Tabla 2-1: Columna estratigrfica de la Cuenca Vasco-Cantbrica ................................. 6

Tabla 2-2: Clasificacin de las rocas madres segn su contenido en carbono orgnico total (TOC) ........................................................................................................................ 8

Tabla 2-3: Clasificacin del kergeno y sus caractersticas ............................................. 9

Tabla 5-1: Posicin x e y de los pozos y la profundidad a la que empieza el acondicionamiento .......................................................................................................... 54

Tabla 5-2: Volmenes producidos por el modelo a 1/11/2021 ....................................... 60

Tabla 5-3: Volmenes restantes a 1/11/2021 .................................................................. 60

Tabla 5-4: Volmenes de gas disuelto a 1/11/2021 ........................................................ 60

Tabla 5-5: Volumen de gas almacenado a 1/11/2021 ..................................................... 60

Tabla 6-1: Esquema de inyeccin y extraccin de gas y la evolucin de la presin (BHP) .............................................................................................................................. 73

X

RESUMEN

El objetivo de este proyecto es estudiar la recuperacin secundaria de petrleo de la capa sureste Ayoluengo del campo Ayoluengo, Burgos (Espaa), y su conversin en un almacenamiento subterrneo de gas. La capa Ayoluengo se ha considerado como una capa inclinada de 60 km por 10 km de superficie por 30 m de espesor en el que se han perforado 20 pozos, y en donde la recuperacin primaria ha sido de un 19%. Se ha realizado el ajuste histrico de la recuperacin primaria de gas, petrleo y agua de la capa desde el ao 1965 al 2011. La conversin a almacenamiento subterrneo de gas se ha realizado mediante ciclos de inyeccin de gas, de marzo a octubre, y extraccin de gas, de noviembre a febrero, de forma que se incrementa la presin del campo hasta alcanzar la presin inicial. El gas se ha inyectado y extrado por 5 pozos situados en la zona superior de la capa. Al mismo tiempo, se ha realizado una recuperacin secundaria debido a la inyeccin de gas natural de 20 aos de duracin en donde la produccin de petrleo se realiza por 14 pozos situados en la parte inferior de la capa. Para proceder a la simulacin del ajuste histrico, conversin en almacenamiento y recuperacin secundaria se utiliz el simulador Eclipse100. Los resultados obtenidos fueron una recuperacin secundaria de petrleo de un 9% ms comparada con la primaria. En cuanto al almacenamiento de gas natural, se alcanz la presin inicial consiguiendo un gas til de 300 Mm3 y un gas colchn de 217,3 Mm3.

ABSTRACT

The aim of this project is to study the secondary recovery of oil from the southeast Ayoluengo layer at the oil field Ayoluengo, Burgos (Spain), and its conversion into an underground gas storage. The Ayoluengo layer is an inclined layer of 60 km by 10km of area by 30 m gross and with 20 wells, which its primary recovery is of 19%. The history matching of the production of oil, gas and water has been carried out from the year 1965 until 2011. The conversion into an underground gas storage has been done in cycles of gas injection from March to October, and gas extraction from November to February, so that the reservoir pressure increases until it gets to the initial pressure. The gas has been injected and extracted through five well situated in the top part of the layer. At the same time, the secondary recovery has occurred due to de injection of natural gas during 20 years where the production of oil has been done through 14 wells situated in the lowest part of the layer. To proceed to the simulation of the history match, the conversion into an underground gas storage and its secondary recovery, the simulator used was Eclipse100. The results were a secondary recovery of oil of 9% more, compared to the primary recovery and concerning the underground gas storage, the initial reservoir pressure was achieved with a working gas of 300 Mm3 and a cushion gas of 217,3 Mm3.

RECUPERACIN SECUNDARIA EN CAMPOS DE PETRLEO Y SU CONVERSIN EN

ALMACENAMIENTOS SUBETERRNEOS DE GAS NATURAL

DOCUMENTO 1: MEMORIA

2

1 OBJETIVO Y ALCANCE

OBJETIVO: Viabilidad Tcnico-Econmica de la recuperacin secundaria de un campo de petrleo mediante la inyeccin de gas natural y su conversin en Almacenamiento Subterrneo de Gas Natural.

ALCANCE: El trabajo a desarrollar consiste en inyectar gas natural en los pozos ms altos del yacimiento para barrer el petrleo contenido en los poros y producir petrleo por los pozos que estn por encima del contacto petrleo-agua. Este proceso se har en ciclos de inyeccin y extraccin de gas natural para recuperar la presin inicial del yacimiento.

Con este mtodo obtendremos al final una presin inicial generada por el gas natural que habr ocupado los espacios vacos dejados por:

La recuperacin primaria de petrleo.

El volumen de gas disuelto inicialmente en el petrleo.

El agua producida durante todo el periodo de la recuperacin primaria.

La recuperacin secundaria de petrleo.

Una vez recuperada la presin inicial del yacimiento, ste podr ser utilizado como almacenamiento subterrneo de gas natural. De tal manera que en los meses de invierno (noviembre-febrero), cuando el consumo es mayor, se realizar la extraccin de gas natural, y en el resto de meses (marzo-octubre), se realizar la inyeccin de gas en el yacimiento.

Respecto al desarrollo econmico del proyecto, se realizar una valoracin de cada una de las actuaciones durante los 20 aos de vida del proyecto. Empezando por los ingresos del crudo obtenido por recuperacin secundaria, la compra y venta de gas natural utilizado en los diferentes ciclos de inyeccin y extraccin. Tambin, se tendrn en cuenta las inversiones en adecuacin de los pozos, instalaciones de superficie, conexiones locales entre los pozos y a la red de Enags. Y se considerarn todos los costes operacionales de personal y mantenimiento de equipos. Finalmente, se realizar un estudio de rentabilidad incluyendo el clculo del valor actual neto y de la tasa interna de retorno.

3

2 ANTECEDENTES

2.1 GEOLOGA

El campo de Ayoluengo es un anticlinal entre las depresiones de Polientes y Sedano en la parte sudoeste de la cuenca Vasco-Cantbrica al norte de Espaa (ver Figura 2-1).

Figura 2-1: Mapa tectnico del campo de Ayoluengo

Las rocas ms antiguas al norte de Espaa estn representadas por afloramientos del Cmbrico al medio-Carbonfero en el oeste del Macizo Asturiano y al sur de la Cordillera Ibrica. stas forman la base de la cuenca Vasco-Cantbrica. Durante la orogenia Hercnica del Medio-Carbonfero se llev a cabo la deformacin y metamorfosis de sedimentos Paleozoicos originando el levantamiento de los macizos y parte del alto Ebro y Duero.

El desarrollo Mesozoico en el norte de Espaa est relacionado con la evolucin tectnica del Atlntico Norte. La apertura de la Baha de Vizcaya est asociada con fenmenos de rifting y la formacin pasiva de mrgenes. Se preservan fallas normales a lo largo de toda la cuenca Vasco-Cantbrica, incluyendo las depresiones de Polientes y

4

Sedano. Casi todas las fallas tienen direccin Noroeste-Sureste y Noreste-Suroeste paralelas a la base de las fallas. La sal Permo-Trisica se activ durante la extensin del basamento Mesozoico y la torsin de las fallas form diapiros en lo alto de las fallas normales. Durante la transtensin Aptian-Albiense, los diapiros se reactivaron y se asociaron con colapsos crestales.

En el Mesozoico se distinguen tres etapas distintas (ver Tabla 2-1):

- Prmico-Trisico: la extensin en todo el Oeste de Europa precedi a la extensin del suelo ocenico del Atlntico Central. Una gran porcin de los sedimentos clsticos derivados de la exhumacin y denudacin de los horsts y altos hercnicos fueron depositados en las fosas tectnicas (graben) adyacentes.

- Jursico Inferior y Medio: durante el Jursico Inferior se depositaron carbonatos de aguas someras. Se depositaron anhidritas supramareales y dolomitas durante el Hettangiense y carbonatos de aguas someras durante el Sinemuriense formando un espesor aproximado de 230 m. Un intervalo transgresivo margoso, arcilloso y con alto contenido orgnico se deposit durante el Pliensbachense y Toarciense sobre la parte suroeste de la cuenca Cantbrica en una cuenca eperica formando un intervalo de 100 150 m de espesor. Durante el Jursico Medio se depositaron intercalaciones de calizas mudstone y margas. Al final del Jursico Medio, una regresin marina de casi toda la zona de Sedano provoc una amplia erosin, sin deposicin.

- Jursico Tardo a Cretcico Tardo: durante el Jursico Tardo, procesos de rifting, levantamiento y erosin asociados en las Montaas Asturianas y altos del Ebro y Duero originaron una deposicin de sedimento parlico de 500 a 1500 m de espesor, las llamadas Facies de Purbeck. Estas fueron recubiertas por las megasecuencias Wealden y Utrillas del Cretcico Inferior. La parte central de la cuenca Vasco-Cantbrica, est separada por un intervalo fino de carbonatos correspondientes a la transgresin marina Alpina que se engruesa y se convierte en ms marina hacia el norte, variando de espesor de 400 m a ms de 1200 m. Durante el Albiense Tardo y Cenomaniense Inferior, la acumulacin en la Baha de Vizcaya est asociada a la deposicin de sedimentos fluviales en la parte sudoeste de la cuenca Vasco-Cantbrica y plataformas siliciclstico marinas y cuencas fisibles en el norte y noreste formando la Megasecuencia Supraurgoniana. Durante el Cretcico Tardo, carbonatos de aguas someras y pizarras fueron depositadas como parte de una transgresin marina que comenz en el Cenomaniense y fue seguida por una fase aguas someras, dolomas y evaporitas. El espesor total del Cretcico Superior es de 500 a 700 m.

5

La colisin, entre el Eoceno Tardo y Mioceno Tardo, de las placas Ibrica y Europea durante la orogenia Alpina origin un deslizamiento en los Pirineos incluyendo las secuencias de la cuenca Vasco-Cantbrica en la parte norte de la falla de cabalgamiento Pirenaica. La colisin Terciaria entre continentes se cree que fue oblicua debido a los indicadores cinemticos laterales a lo largo de la falla Zamanzas al noreste y la falla Urbierna al suroeste.

Durante el Terciario, sedimentos sin-orognicos se originaron en la cuenca del Ebro-Duero al sur y suroeste, as como en las cuencas de tipo piggy-back en Villarcayo y Miranda-Trevio. La sedimentacin sin-orognica ocurri en dos etapas:

- Una etapa de relleno de secuencias turbidticas alternando con limo, arcilla y arena anlogo a los depsitos alpinos de flysch.

- Una etapa de relleno de sedimentos parlicos y continentales anlogo a la molasa alpina.

6

'(')(* +,-.-/0( 123,-425,63+5-4

7(,283(8+- +-9.2+4,-523-

285+(8+-

26/23- -.(442 8-:(/(5+63'2.

:.2/(;+23,-

7

2.2 CARACTERIZACIN DEL YACIMIENTO

La estructura de Ayoluengo es un anticlinal con ncleo de sal formado durante la colisin oblicua de las placas Ibrica y Europea y durante la formacin de la falla de cabalgamiento pirenaica. Es una estructura est fallada en direccin SO-NE con un ngulo de 70 con respecto a la falla de Ubierna y al cabalgamiento de Zamanzas al suroeste y noroeste respectivamente (ver Figura 2-2 y Figura 2-3).

Figura 2-2: Mapa estructural de la capa Ayoluengo

Figura 2-3: Seccin ssmica interpretada del anticlinal del campo Ayoluengo

8

En los siguientes apartados se procede a analizar los distintos factores que convierten a la capa Ayoluengo en un emplazamiento ideal para un yacimiento de hidrocarburos.

2.2.1 Roca madre

La roca madre es el lugar donde se generan los hidrocarburos, se trata de materia orgnica depositada simultneamente con partculas de roca, normalmente son lutitas o calizas. Existen varios factores para saber si una roca es generadora de petrleo, entre los que destacan:

- La cantidad de materia orgnica presente en las rocas: carbono orgnico total (TOC) (ver Tabla 2-2).

CALIDAD TOC LUTITAS TOC CALIZAS

Pobre < 0,5 % < 0,2 %

Escasa 0,5 1 % 0,2 0,5 %

Buena 1 2 % 0,5 1 %

Muy buena 2 5 % 1 2 %

Excelente > 5 % > 2 %

Tabla 2-2: Clasificacin de las rocas madres segn su contenido en carbono orgnico total (TOC)

9

- Calidad de la materia orgnica: tipo de kergeno (ver Tabla 2-3).

- Madurez de la materia orgnica:

Se puede medir mediante distintos mtodos. Uno de ellos es el llamado Rock-eval Pyrolisis que consiste en el calentamiento de una muestra de roca para registrar la evolucin de los hidrocarburos en funcin de la temperatura. Los parmetros medidos son S1, S2, S3 y Tmax. S1 indica los hidrocarburos presentes en la muestra antes del anlisis. S2 es el volumen de hidrocarburos formados durante la pirlisis. Tmax es la temperatura a la cual se forma la mayor cantidad de hidrocarburos degradados del kergeno. Y S3 es el CO2 generado en la roca hasta una temperatura de 390 C.

Cuanto mayor sea S1, ms profunda y madura ser la materia orgnica. Esto hace que S2 decrezca y la Tmx aumente ya que el material termalmente estable ya ha sido degradado durante la maduracin natural y solo queda un kergeno ms estable residual en la roca. Si hay poca cantidad de materia orgnica se producir muy poca cantidad de hidrocarburos, por lo que los picos de S1 y S2 sern muy bajos (ver Figura 2-4).

TIPO PRODUCTO ORIGEN RATIO HIDRGENO/

CARBONO (H/C)

RATIO OXGENO/CARBONO

(O/C)

I Crudos ricos en carbonos saturados

Materia orgnica algal (lacustre o marina)

Alto (1,5) Bajo (

10

Figura 2-4: Parmetros medidos con el mtodo de Rock-Eval Pyrolysis

A partir de estos parmetros podemos calcular el ndice de Hidrgeno (HI), ratio S2/TOC, que mide la riqueza en hidrgeno de una roca madre. Si se conoce el tipo de kergeno se puede usar para estimar la madurez termal de la roca (ver Figura 2-5)

En el Campo de Ayoluengo, las pizarras negras del Jursico Inferior forman la parte principal de la roca madre en la cuenca Vasco-Cantbrica. Durante el Pliensbachiense y Toarciense, el rea Vasco-Cantbrica era parte de un mar eprico que cubri gran parte de los mrgenes de Tethys y el Oeste de Europa. Facies con alto contenido orgnico de las cuencas epricas se concentran en todo el mundo en varios intervalos estratigrficos, generalmente relacionados a crecidas del nivel del mar. La seccin del Jursico Inferior de la cuenca Vasco-Cantbrica vara en espesor desde 315-630 m e incluye una gruesa unidad de 55-190 m de Pliensbachiense-Toarciense dominante en margas con intercalaciones de calizas, margas ricas en materia orgnica y pizarras negras.

En las depresiones de Polientes y Sedano, estos intervalos con alto contenido orgnico y las pizarras negras tienen espesores superiores a los 100 m y 30 m respectivamente. Estos intervalos contienen kergeno del tipo II y tienen un Carbono Orgnico Total (TOC) entre 1,3 % y 4,8 %. El ndice de Hidrgeno est entre 20-400 mg HC/g de carbono orgnico, indicador de una posible fuente de petrleo. Los valores de la temperatura mxima de 435- 450 C y los ratios entre el ndice de Hidrogeno y el ndice de Oxigeno (HI/OI) sugieren que la roca madre est madura en el pozo Ayoluengo-1 (ver Figura 2-5).

11

Figura 2-5: Grfico del ndice de Hidrgeno vs. Tmx de una muestra del Jursico Superior (Purbeck) del suroeste de la cuenca Vasco-Cantbrica

Las pizarras parlicas del Jursico Superior son consideradas una posible roca madre de petrleo en el Campo de Ayoluengo. Tienen un TOC de 0.15-0.78 % con un ndice de Hidrogeno de 100-200 mg HC/g de carbono orgnico. El kergeno es tipo III y por consiguiente tiene un menor potencial como roca madre.

2.2.2 Roca almacn

Un almacn es una unidad rocosa del subsuelo que contiene petrleo, gas y/o agua. Estos fluidos se alojan en los poros de la roca que se encuentran comunicados, es decir, una buena roca almacn debe tener una alta porosidad para almacenar el fluido y una alta permeabilidad para permitir el movimiento del fluido.

Las rocas almacn son generalmente sedimentarias (areniscas y carbonatos) aunque tambin pueden ser rocas gneas o metamrficas fracturadas.

Las areniscas estn compuestas por partculas de tamao arena. Se depositan en diversos ambientes como los desiertos, valles fluviales y ambientes costeros o de transicin. Fijndonos en su textura podemos saber de qu ambiente deposicional provienen y as anticipar la geometra del yacimiento. stas suelen tener una porosidad del 10-30 %.

12

Las calizas estn compuestas principalmente por carbonato clcico. Muchos organismos utilizan el carbonato clcico para construir su esqueleto ya que se encuentra en alta concentracin en aguas superficiales de los ocanos y lagos. Tras la muerte de estos organismos, se produce la acumulacin de estos restos dando lugar a las rocas calizas. Los almacenes de calizas provienen exclusivamente de ambientes deposicionales marinos superficiales. Su porosidad es el resultado de la disolucin y fracturacin.

Normalmente se suele encontrar segregacin dentro de un almacn de acumulaciones de petrleo en compartimentos caracterizados por diferentes permeabilidades, presiones de fluidos, saturacin de petrleo, etc. La compartimentalizacin puede ser de origen estratigrfica o tectnica.

El yacimiento de Ayoluengo consiste en dos secuencias deposicionales principales que forman la Megasecuencia de Purbeck:

- Secuencia inferior de Purbeck: comprende las unidades C, Ayoluengo y B Sargentes compuestas por sedimentos marinos y lacustres. La unidad C se superpone a una superficie transgresora situada sobre la secuencia marina Dogger. El principal intervalo productor es la unidad B y Ayoluengo que consiste en canales de arenisca de grano fino.

- Secuencia superior de Purbeck: comprende la unidad A. Consiste en depsitos fluviales y marinos superficiales caracterizados por areniscas cuarcticas de grano fino interestratificadas con margas, lutitas y calizas lacustres espordicas.

El yacimiento de Ayoluengo est divido en varias capas de techo a muro (ver Figura 2-6):

- Unidad A: es una capa gruesa predominantemente de lutitas, con finas capas de areniscas ocasionales. El techo de esta capa es una inconformidad.

- Calizas de Purbeck: se trata de una capa de 40 m de espesor consistente en varias capas de caliza con lutitas y areniscas ocasionales. Es una de las unidades ms fciles de correlacionar ya que se ven claramente en el registro neutrnico.

- Sargentes Superior: zona arenosa de distintos espesores (de media 33 m). La relacin neta/bruta (net to gross) media de arenisca es de 0,25.

- Sargentes Medio: es una zona en el que predominan las lutitas con un espesor de 75 m y ocasionalmente capas de areniscas de hasta 10 m de espesor. La relacin neta/bruta media de arenisca es de solo 0,04.

- Sargentes Inferior: se trata de una unidad variable con un espesor medio de 159 m. Contiene varias capas de arenisca de 10 m de espesor. La relacin neta/bruta media de arenisca es de 0,14.

13

- Techo de Ayoluengo: es la arenisca principal que puede ser correlacionada a travs de grandes zonas del campo. El espesor medio es de 7 m y la relacin neta/bruta media de arenisca es de 0,6.

- Ayoluengo Principal: se trata de la unidad de areniscas ms continua y productiva del campo. El espesor medio es de 26 m y la relacin neta/bruta media de arenisca es de 0,44.

- Lutitas del Ayoluengo Inferior: tiene un espesor medio de 41 m y descansa sobre las margas de la Unidad C. Capas ocasionales de areniscas de hasta 5 m de espesor estn presentes, por lo que le dan a la unidad una relacin neta/bruta de 0,08.

- Unidad C: es una seccin de margas que descansa sobre las calizas de Dogger. El espesor medio es de 80 m. Hay presentes ocasionalmente capas de areniscas de hasta 8 m de espesor.

-

Figura 2-6: Corte transversal SO-NE del techo del anticlinal de Ayoluengo.

El grosor total de la Megasecuencia de Purbeck es de aproximadamente 500 m. Las capas de arena varan entre los 5 y 10 m de grosor y unos 20 a 40 m de ancho. Lutitas de llanura de inundacin intraformacionales y facies de canales abandonados proporcionan los sellos.

14

2.2.3 Roca sello

La roca sello es la roca que acta como barrera al escape del petrleo y/o gas dentro del yacimiento. Las lutitas representan las rocas sello ms importante en cuencas dominadas por yacimientos clsticos y las evaporitas en yacimientos carbonatados.

Factores que condicionan la efectividad del sello:

- Litologa: las rocas sello deben tener poros de pequeo tamao y nula permeabilidad como por ejemplo arcillas, lutitas, evaporitas y rocas orgnicas. Las margas, areniscas y conglomerados pueden ser sello pero de peor calidad.

- Plasticidad: las litologas plsticas son menos propensas a la fracturacin por lo que sern importantes sellos. Las rocas ms plsticas son las evaporitas. La plasticidad aumenta con la profundidad y presin.

- Espesor del sello: con pequeos espesores, las rocas de grano fino pueden alcanzar presiones de desplazamiento que soporten grandes columnas de hidrocarburos. En los yacimientos de gas es mejor que stas tengan un gran espesor para evitar prdidas por difusin.

- Profundidad del sello: la profundidad mxima que haya alcanzado el sello influye en su efectividad, por lo que las rocas estarn bien compactadas aunque estn prximas a la superficie, manteniendo su plasticidad y permitiendo la deformacin frgil durante la elevacin.

2.2.4 Trampa

Es un obstculo que impide la migracin de petrleo hacia la superficie. Puede contener petrleo, gas o ambos. Se forma cuando la presin capilar en los poros sobrepasa la presin de flotabilidad del petrleo. Las trampas pueden ser estructurales o estratigrficas (ver Figura 2-7).

Las trampas estructurales son originadas por procesos tectnicos, gravitacionales y de compactacin.

Las trampas estratigrficas son cambios en el tipo de roca a lo largo de una formacin o estrato. Su geometra est relacionada con el ambiente sedimentario quien controla los depsitos sedimentarios (ver Figura 2-8).

15

Figura 2-7: Clasificacin de las trampas

Figura 2-8: Trampas estructurales y estratigrficas de hidrocarburos

En la cuenca Vasco-Cantbrica ocurrieron trampas estructurales simples y trampas estructurales relacionadas con la sal.

Las trampas estructurales simples estn relacionadas a los altos paleogrficos del Jursico, las estructuras de sal y cabalgamientos. Un alto paleogrfico del Jursico forma un domo cubriendo un rea de unos 20 km2 que forma la trampa de petrleo del campo Hontomn. La estructura est compartimentalizada con una serie de fallas extensionales. El sello es proporcionado por lutitas del Jursico Inferior.

8(;:(4

4,8757,78(.24

8(;:(423:.+2/7245-;:824+-3(.2495-;:(5,(5+-3(.24

8(;:(4A-8A(..(4

8(;:(423'+(:+8-4

4,8(,+/8?A+5(4

8(;:(4234257235+(43-8;(.24

8(;:(4(4-5+('(4('+45-8'(35+(4

16

Las estructuras de sal comprenden almohadas de sal, domos salinos, crestas estructurales y flancos de diapiros. Se piensa que una almohada de sal ha inducido a una tendencia del anticlinal NE-SO cortada por una falla extensional mayor NE-SO en el campo de Ayoluengo. Las trampas estructurales de sal estn formadas en Huidobro. Estas cubren un rea de unos 5 km2 y tienen un cierre vertical de 150-200 m en el nivel del techo del Jursico. Las trampas relacionadas con crestas estructurales y flancos diapiros incluyen varias estructuras en la depresin de Sedano (Polientes, Escalada y Huidobro).

2.2.5 Generacin de petrleo

El petrleo se origina por la deposicin de minsculos animales y sustancias vegetales que se acumulan en el fondo lacustre y marino. Con el paso del tiempo, la materia orgnica se descompone y permanece en la profundidad ya que es cubierta por sedimentos posteriores. Los factores de presin, temperatura y procesos qumicos y fsicos, ayudados por la carencia de oxgeno, posibilitan la formacin de petrleo lquido y de gas.

La conversin de materia orgnica en petrleo ocurre en varias etapas:

- Degradacin bioqumica: la accin de las bacterias ms un ambiente aerobio oxidan la materia orgnica.

- Policondensacin e insolubilizacin: se produce un reordenamiento molecular en dos etapas originndose una sustancia insoluble en lcalis con estructura parecida al kergeno.

- Cracking primario: es la primera reaccin de generacin de hidrocarburos regida por la ley de Arrhenius de donde se puede obtener petrleo o gas.

- Cracking secundario: se destruye la fraccin inestable generando gas y residuos carbonosos.

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Segn la profundidad y temperatura a la que llegue la roca madre antes de que ocurra la migracin, el hidrocarburo ser como se describe en la siguiente figura (ver Figura 2-9).

Figura 2-9: Etapas de generacin de hidrocarburos

En el campo de Ayoluengo, el inicio de la generacin de petrleo en los principales depocentros de Sedano y Polientes ocurri en el Cretcico Inferior desde las rocas madres del Jursico Inferior. En la estructura de Ayoluengo, donde las rocas madres del Jursico Inferior se sometieron a enterramientos poco profundos, el comienzo de la generacin de petrleo ocurri en el Cretcico Tardo y la fase importante de generacin de petrleo se alcanz del Cretcico Tardo al Palegeno.

2.2.6 Migracin

La migracin primaria es el desplazamiento de hidrocarburos desde la roca madre a rocas ms porosas y permeables. Hay cuatro mecanismos para la expulsin de los hidrocarburos de la roca madre:

- Expulsin en solucin acuosa por compactacin de la roca madre donde se distinguen los casos de expulsin de agua intersticial que arrastra pequeas gotas de petrleo, baja solubilidad de los hidrocarburos en el agua, difusin de los hidrocarburos y suspensin coloidal.

- Expulsin como protopetrleo, es decir, migracin de los precursores de los hidrocarburos (N-O-S) mucho ms solubles, que luego en posteriores etapas se transforman en petrleo.

18

- Expulsin como solucin gaseosa, se expulsa gas a presin que arrastra al petrleo.

- Migracin como fase libre donde se distinguen los casos de fase de petrleo libre, desarrollo de retculo de petrleo libre en poros o retculo tridimensional de kergeno.

En la migracin secundaria, el petrleo se concentra en lugares especficos (trampas), de donde se extrae comercialmente. Las fuerzas conductoras principales son el gradiente de presin en los poros, las condiciones hidrodinmicas y la flotabilidad. Mientras que las fuerzas restrictivas son la presin capilar, la tensin interfacial y los procesos en funcin de la composicin del petrleo y su temperatura.

En Ayoluengo, la migracin comenz por los planos de estratificacin recorriendo unas distancias horizontales de 10 a 20 km y luego unos 1000 a 1600 m de migracin vertical por fallas antes de llegar al yacimiento de areniscas del Jursico Superior (Purbeck). Tambin se cree que ocurrieron unas migraciones de poca distancia, sobre 5 km para Ayoluengo y de 10 a 15 km para Huidobro, Zamanzas y Hontomn.

Vemos como todos los procesos geolgicos ocurrieron en el momento oportuno para que en el campo de Ayoluengo se produjese una acumulacin de hidrocarburos (ver Figura 2-10).

Figura 2-10: Procesos geolgicos en orden cronolgico para la acumulacin de hidrocarburos en Ayoluengo

-5(;('82

-5((.;(5H3

-5(42..-

-@82:824+63

8(;:(

2328(5+639;+/8(5+639(57;7.(5+63

824281(5+63

26/23-

(.2-=-+5- 24-=-+5- 23-=-+5-

(8@-30A28- H8;+5- 8+?4+5- 78?4+5- 82,?5+5- (.26/23-

19

2.3 EXPLOTACIN HISTRICA DEL CAMPO AYOLUENGO

El campo inici su produccin en 1965 operado por la compaa Chevron con el mecanismo de expansin de gas. Hasta finales de los aos 70 se produjo una media de 2800 bbls/da (445,15 m3/da) con un ratio gas-petrleo (GOR) de 800 scf/bbls (142,49 m3/m3) y un corte de agua menor del 20 %, con un mximo en la produccin de 5000 bbls/da (794,91 m3/da) a finales de los aos 60. El gas producido nunca se inyect en el yacimiento y se utilizaba para el consumo propio y el resto se quemaba en una antorcha (ver Figura 2-11).

A principios de los 80, se observa un cambio con una bajada en la produccin a pesar del aumento del nmero de pozos. La media de produccin era de 1400 bbls/da (222,57 m3/da) de petrleo, un GOR de 1200 scf/bbls (213,73 m3/m3) y un corte de agua del 30%, que se puede asimilar al haber alcanzado el yacimiento la presin de burbuja (Pb), es decir, cuando se manifiesta la primera burbuja de gas en el yacimiento.

En los aos 90, se tom la decisin, para no quemar el gas a la atmsfera, de poner una turbina de gas para generacin de electricidad y a consecuencia se prim la extraccin de gas. Esto unido a que el yacimiento ya estaba por debajo de la presin de burbuja, hizo que la produccin cayera desde una media de 1200 bbls/da (190,78 m3/da) a 200 bbls/da (31,8 m3/da) con un GOR medio de 2000 scf/bbls (356,22 m3/m3) y un corte de agua del 50%.

A partir del ao 2000, la produccin de crudo se estabiliz en unos 150 bbls/da (23,85 m3/da) con un GOR del 200-300 scf/bbls (35-53 m3/m3) y un corte de agua mayor del 60%.

Figura 2-11: Histrico del campo Ayoluengo

20

Casi toda la produccin proviene de la capa Ayoluengo y Sargentes de la zona sur-este, es decir, en la estructura techo de la falla. La zona sur-este ha producido desde cuatro capas de arenisca: Unidad A, Sargentes, Ayoluengo y Unidad C. El petrleo producido total acumulado en diciembre de 2010 era 15,514 Mbbl (2,46 Mm3) con 7,257 Mbbl (1,15 Mm3) de la capa Ayoluengo. Actualmente hay en esta zona 13 productores de petrleo, 3 inyectores y 1 pozo cerrado.

La zona noroeste, la estructura muro de la falla, ha producido desde tres capas de arenisca: la Unidad A, Sargentes y Ayoluengo, y con un solo pozo produciendo en la Unidad C. El petrleo producido total acumulado de esta zona hasta diciembre de 2010 fue de 1,56 Mbbl (248 km3), con 1,19 Mbbl (303 km3) producidos de Sargentes. Actualmente, de los 19 pozos perforados en esta zona, solo hay dos pozos en produccin.

En resumen, aproximadamente el 90 % de la produccin hasta la fecha de hoy proviene de la zona sureste, de donde el 43 % de petrleo proviene de la capa Ayoluengo. Todos estos datos son estudios aproximados ya que durante la produccin del campo, si se supo que produca cada pozo, pero nunca se hicieron pruebas para ver qu tanto por ciento contribua cada capa a la produccin de petrleo.

21

3 CONCEPTOS DE INGENIERA DE YACIMIENTOS

3.1 POROSIDAD

La porosidad se refiere a la medida del espacio intersticial (espacio existente entre grano y grano). Se define como la relacin entre el volumen poroso y el volumen total de la roca, entendindose por volumen poroso al volumen total menos el volumen de granos o slidos contenidos en la roca.

p

t

V

V =

Donde:

: porosidad, es adimensional

Vp: volumen poroso

Vt: volumen total

Durante el proceso de sedimentacin y compactacin, algunos poros que se desarrollan inicialmente pudieron sufrir aislamiento debido a varios procesos diagenticos o catagenticos tales como la cementacin o compactacin. Por ello, existirn poros interconectados o aislados lo que conlleva a una clasificacin de la porosidad como:

- Porosidad absoluta: relacin entre el volumen poroso de la roca que est o no interconectado y el volumen bruto de roca.

- Porosidad efectiva: relacin entre el volumen poroso interconectado y el volumen bruto de roca.

Geolgicamente, la porosidad puede clasificarse de acuerdo al origen y tiempo de deposicin de los estratos de la siguiente manera:

- Porosidad primaria o intergranular: aquella que se produce en la matriz de una roca que est compuesta de granos individuales de forma ms o menos esfricos, cuyo empaque permite que existan poros entre ellos. Este tipo de porosidad se desarroll al mismo tiempo que los sedimentos fueron depositados.

- Porosidad secundaria o inducida: es el producto de agentes geolgicos como la lixiviacin, fracturacin y fisuracin sobre la matriz de la roca despus de la deposicin, as como por la accin de las aguas de formacin.

22

Hay varios factores que afectan a la porosidad ( ):

- Tipo de empaque de los granos: cbico ( = 47,6%), romboidal ( = 25,9%),

ortorrmbico ( = 39,54%) y tetragonal esfenoidal ( = 30,91%).

- Grado de cementacin: el cemento une a los granos y se forma posteriormente a la deposicin, ya sea por dilucin de los mismos granos o por transporte. A medida que aumenta la cantidad de material cementante (slice, carbonato clcico y arcilla), la porosidad disminuye, ya que este material se aloja en los espacios disponibles para la acumulacin de fluido.

- Geometra y distribucin de los granos: dependiendo del ambiente de deposicin de la roca los granos presentaran una determinada distribucin en su tamao. Cuando la distribucin de los granos es homognea la porosidad es alta, mientras que si aumenta la heterogeneidad del tamao de granos la porosidad disminuye (ver Figura 3-1). La forma de los granos tambin afecta la porosidad de la roca. Una roca de granos redondeados tendr mayor porosidad que una de granos alargados (ver Figura 3-2).

Figura 3-1: Porosidad dependiendo de la homogeneidad del tamao de granos

Figura 3-2: Porosidad dependiendo de la geometra de los granos

- Presin de las capas suprayacentes: a medida que aumenta la profundidad, la presin ejercida por la columna de sedimentos aumenta, esto genera una fuerza que tiende a deformar los granos y reducir el volumen de espacios vacos, por lo tanto disminuye la porosidad.

23

3.2 PERMEABILIDAD

La permeabilidad es una caracterstica inherente a la roca, que da una idea de la capacidad para dejar fluir el fluido a travs de los canales que constituyen el volumen poroso interconectado. Se expresa mediante una unidad arbitraria denominada Darcy. Un Darcy expresa el flujo en un centmetro cubico de lquido con viscosidad igual a un centipoise, a travs de un centmetro cubico de roca en un segundo y con un diferencial de presin de una atmsfera.

El Darcy es una unidad muy grande, por lo que comnmente se emplea el milidarcy (mD). La definicin de permeabilidad se basa en la ley de Darcy:

K AQ P

L

=

Donde:

Q: caudal de flujo, expresado en cm3/s

K: constante de permeabilidad, expresada en Darcy

: viscosidad, expresada en centipoise (1 cP = 0,01 Pa.s)

A: rea, expresada en cm2

P: diferencia de presin, expresada en atmsferas (1 atm = 101.325 Pa)

Figura 3-3: Ley de Darcy

24

De acuerdo a las fases (gas, petrleo o agua) almacenadas en el medio poroso, la permeabilidad se puede clasificar en:

- Permeabilidad absoluta (K): cuando existe una sola fase, la cual satura 100% el medio poroso.

- Permeabilidad efectiva (Ke): cuando existe ms de una fase en el medio poroso, las cuales fluyen simultneamente. Esta permeabilidad es funcin de la saturacin del fluido considerado y es siempre menor que la permeabilidad absoluta.

- Permeabilidad relativa (Kri): relacin entre la permeabilidad efectiva y absoluta. Tambin es funcin de la saturacin del fluido y siempre ser menor o igual a la unidad.

o

ro

KK

K=

g

rg

KK

K= w

rw

KK

K=

Donde:

Kro, Krg, Krw: permeabilidades relativas de petrleo, gas y agua adimensionales

Ko, Kg, Kw: permeabilidades efectivas, expresadas en milidarcys (mD)

K: permeabilidad absoluta, expresada en milidarcys (mD)

En el caso gas-petrleo, las permeabilidades relativas se representan en funcin de la saturacin del lquido, Sl = Sw + So. En el caso agua-petrleo, en funcin de la saturacin de agua (Sw).

La permeabilidad relativa de una fase disminuye al mismo tiempo que disminuye su saturacin. Y se hace cero antes de que su saturacin se haga cero ya que siempre se queda un pequeo porcentaje de fase atrapada en los poros, es lo que denominamos saturacin irreductible. En ese mismo punto la permeabilidad de la otra fase no aumentar ms ya que no se puede aumentar ms su saturacin. Esta permeabilidad mxima ser menor para la fase mojante que la no mojante (ver Figura 3-4). Esto es debido a que la fase no mojante atrapada ocurre como glbulos aislados en el centro de los poros por lo que ser un obstculo para la movilidad de la fase mojante. Mientras que la fase mojante atrapada ocurre en los poros pequeos y cubriendo las paredes de los poros por lo que ser un lubricante para la movilidad de la fase no mojante.

25

Figura 3-4: Permeabilidad relativa de agua (Krw) y petrleo (Kro) respecto a la saturacin del agua. El agua es la fase mojante y el petrleo la fase no mojante.

3.3 MOJABILIDAD

La mojabilidad describe la interaccin del fluido y la roca. Es la capacidad de un fluido para adherirse sobre una superficie slida en presencia de otro fluido inmiscible. Normalmente, el agua es el fluido mojante respecto al petrleo y gas, mientras que el petrleo es el fluido mojante respecto al gas. Los poros grandes son ocupados por la fase no mojante mientras que los ms pequeos por la fase mojante. Esta propiedad est relacionada con la tensin interfacial y la presin capilar.

La preferencia mojante de un fluido sobre otro se mide mediante el ngulo de contacto. Si un fluido es preferiblemente mojante, su ngulo de contacto () ser menor de 90 grados (ver Figura 3-5).

Figura 3-5: ngulo de contacto ()

26

3.4 PRESIN CAPILAR

La presin capilar es la diferencia de presin que existe a lo largo de la interfase que separa a dos fluidos inmiscibles. Si se tiene conocimiento de la mojabilidad, la presin capilar ser definida como la diferencia de presin entre la fase no mojante y la fase mojante.

Consideramos un capilar cnico inicialmente lleno de un fluido mojante a presin atmosfrica. Si queremos penetrarlo con un fluido no mojante, se necesita aumentar la presin, esta diferencia de presin ser la presin capilar (ver Figura 3-6).

Figura 3-6: Presin capilar en un capilar cnico

52 cos( ) 10cP P P PR

= = = +

Donde:

Pc: presin capilar, expresada en bar

P: presin de fluido no mojante, expresada en bar

P: presin de fluido mojante, expresada en bar

: tensin interfacial, expresada en N/m

R: curvatura de la interfase, expresada en m

: ngulo de contacto, expresado en grados sexagesimales

: ngulo del poro, expresado en grados sexagesimales. Si el poro es un tubo =0

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La curva de presin capilar se determina con una muestra saturada al cien por cien de la fase mojante en la que se empieza a inyectar la fase no mojante incrementando la presin capilar muy lentamente y desplazando as a la fase mojante (ver Figura 3-7).

En la fase inicial, la fase no mojante penetra solo los poros cerca de la superficie. Luego hay un punto de inflexin, donde la fase no mojante penetra toda la muestra. Si continuamos inyectando, la pendiente incrementar hasta que se convierte en vertical. Este punto llamado saturacin irreductible indica la fase mojada atrapada, donde no se podr remplazar ms fase mojada por mucho que se aumente la presin capilar. Toda esta curva se denomina curva de drenaje primario.

Ahora comenzamos a inyectar fase mojante a partir de su saturacin irreductible por lo que no tomar el mismo camino que la curva de drenaje primario. Seguiremos inyectando hasta alcanzar la saturacin residual de la fase no mojante que es donde la presin capilar se hace cero y no se podr desplazar ms a la fase no mojante. Esta curva se denomina curva de imbibicin secundaria.

Si a partir de la saturacin residual de la fase no mojante empezamos a inyectar de nuevo fase mojante, estaremos en la curva de drenaje secundario.

Tambin podemos llegar a cualquiera de las curvas intermedias de drenaje o imbibicin invirtiendo la direccin del flujo mediante el cambio de presin en un punto intermedio de la curva secundaria de drenaje o imbibicin.

Figura 3-7: Curva de presin capilar

Curva primaria de drenaje

Curva secundaria de imbibicin

Curva secundaria de drenaje

Saturacin irreductible de fase mojante

Saturacin irreductible de fase no mojante

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La presin capilar es el resultado de la tensin interfacial que existe en la interfase que separa dos fluidos inmiscibles. La tensin interfacial es a la vez causada por el desbalance en las fuerzas moleculares de atraccin experimentada por las molculas en la superficie de un fluido (ver Figura 3-8).

En el seno del fluido, las fuerzas netas son cero ya que cada molcula es atrada igualmente en todas las direcciones por sus molculas vecinas. En la superficie del fluido, las molculas no tienen molculas vecinas en todos los lados y por ello son atradas hacia el seno del fluido. Esto crea una presin interna y fuerza la superficie del lquido a contraerse.

Figura 3-8: Tensin interfacial

3.5 PARMETROS EN LA INDUSTRIA DEL PETRLEO

Presin de burbuja (Pb): es la presin a la cual la primera burbuja de gas comienza a liberarse del petrleo. Expresada en pascales (Pa) o bar (1 bar = 105 Pa).

Factor de compresin (Z): se utiliza para representar la desviacin de los gases reales del comportamiento ideal. Para un gas ideal Z = 1.

PV ZnRT=

29

Donde:

P: presin, expresada en Pa

V: volumen, expresado en m3

Z: factor de compresin, adimensional

n: nmero de moles, expresado en moles

R: constante de los gases= 8,31434 Pa.m3/mol.K

T: temperatura, expresada en K

Factor de expansin (E): es el ratio entre el volumen de un gas en condiciones de yacimiento y el volumen en condiciones estndar de superficie. (Condiciones estndar: 101.325 Pa y 15,5 C). Es el inverso del factor de formacin volumtrico del gas (Bg).

, 1g sc sc sc

g g sc

V Z T pE

V B Z T p

= = =

Donde:

E: factor de expansin, expresado en m3 superficie/m3 yacimiento

Vg,sc: volumen del gas en condiciones estndar en superficie, expresado en m3

Vg: volumen del gas en condiciones de yacimiento, expresado en m3

Bg: factor de formacin volumtrico del gas, expresado en m3 superficie/m3 yacimiento

Zsc: factor de compresin en condiciones estndar, adimensional

Z: factor de compresin en condiciones de yacimiento, adimensional

Tsc: temperatura en condiciones estndar, expresado en K (288 K)

T: temperatura en condiciones de yacimiento, expresado en K

p: presin en condiciones de yacimiento, expresada en Pa

psc: presin en condiciones estndar, expresado en Pa

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Factor de formacin volumtrico de petrleo (Bo): Compara los volmenes de petrleo y gas disuelto en el yacimiento con el volumen de petrleo en superficie. El volumen que ocupa una unidad volumtrica de un barril de petrleo y su gas asociado en el yacimiento (ver Figura 3-10).

,

petrleo gasdisuelto

o

petrleo sc

VB

V

+=

Donde:

Bo: factor de formacin volumtrico de petrleo, expresado en m3 yacimiento/ m3

superficie

Vpetrelo+gas disuelto: volumen del petrleo ms su gas disuelto en condiciones de yacimiento, expresado en m3

Vpetrleo,sc: volumen de petrleo en condiciones estndar de superficie, expresado en m3

El Bo aumenta con la presin, ya que a medida que aumenta la presin en el yacimiento, se va disolviendo ms gas en el petrleo por lo que ste ocupa mayor volumen. Una vez alcanzada la Pb, el Bo no aumenta ms ya que no se disuelve ms gas en el petrleo. A partir de este valor el Bo disminuye, el petrleo ocupar menos volumen a mayor presin ya que el gas disuelto en el petrleo se comprime.

Ratio de solucin gas-petrleo (Rs): es el nmero de pies cbicos estndar (scf) de gas disuelto en un barril en tanque de almacenamiento de petrleo (stb) cuando ambos son llevados a condiciones de yacimiento. Expresado en scf/stb (1scf = 0,026 m3 y 1stb=0,16m3) o en m3/m3. El Rs aumenta con la presin, ya que cada vez se disuelve ms gas en el petrleo, hasta que llega a la presin de burbuja, a partir de la cual ya no acepta ms gas disuelto y el Rs se vuelve constante (ver Figura 3-10).

Ratio de produccin gas-petrleo (GOR): es el nmero de pies cbicos estndar (scf) de gas producido por un barril en tanque de almacenamiento de petrleo (stb). Expresado en scf/stb o m3/m3.

El Rs y GOR tienen el mismo valor si la presin del yacimiento est por encima de la Pb ya que por encima de ella todo el gas estar disuelto en el petrleo en condiciones de yacimiento y el gas producido en superficie ser el que proviene del gas disuelto en el petrleo. Cuando la presin del yacimiento baja por debajo de la Pb, se libera gas dentro del yacimiento, formando una capa de gas, y el gas producido en superficie ser el que est disuelto en el petrleo producido ms un porcentaje de gas que est libre en el yacimiento, por lo que el GOR ser mayor que el Rs.

31

Figura 3-9: Relacin de los factores en condiciones estndar de superficie y en condiciones de yacimiento

Figura 3-10: Parmetros del petrleo

32

Figura 3-11: Parmetros del gas

Corte de agua (water cut): ratio de cantidad de agua producida comparada con el volumen total de lquidos producidos. Adimensional.

Gravedad especfica del gas (g): es la densidad del gas entre la densidad del aire, ambas expresadas en condiciones estndar. Adimensional.

Gravedad especifica del petrleo (o): es la densidad de petrleo respecto a la densidad del agua pura medidas ambas en condiciones estndar. Tambin se usa la gravedad API (API).

141,5

131,5o

o

w API

= =

+

Donde:

o: gravedad especfica del petrleo, adimensional

o: densidad del petrleo en condiciones estndar, expresado en kg/m3

w: densidad del agua en condiciones estndar, expresada en kg/m3

api: gravedad API, expresado en grados API

33

3.6 CLASIFICACIN DE LOS YACIMIENTOS SEGN EL DIAGRAMA DE FASES

Los yacimientos pueden clasificarse segn su temperatura y presin inicial y ubicarse dentro del diagrama de fases de presin-temperatura (ver Figura 3-12). El rea encerrada por las curvas de punto de burbuja y del punto de roco hacia el lado izquierdo, es la regin de combinaciones de presin y temperatura en donde existen dos fases: lquido y gas. Las curvas dentro de esta regin muestran el porcentaje de lquido en el volumen total de hidrocarburo. Inicialmente, toda acumulacin de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases que depende solo de la composicin de la acumulacin.

Figura 3-12: Diagrama presin-temperatura de fases de un fluido del yacimiento

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Consideramos un yacimiento con el fluido de la Figura 3-12 a una temperatura de 300 F (422 K) y presin inicial de 3700 psia (255,12 bar), punto A. Como dicho punto se encuentra fuera de la regin de dos fases, el fluido se hallar inicialmente en estado de una sola fase, en este caso gas. El fluido que queda dentro del yacimiento durante la produccin permanece a 300 F (422 K), luego permanecer en estado de una sola fase, gas, a medida que la presin disminuya a lo largo de la trayectoria A-A1. Y la composicin del fluido producido por el pozo no variar a medida que el yacimiento se agote. Esto ser cierto para cualquier acumulacin de esta composicin, donde la temperatura de yacimiento excede el punto cricondotrmico (mxima temperatura a la cual pueden existir dos fases) es decir 250F (394K) para este caso.

El fluido que pasa del fondo del pozo a los separadores en superficie, an de la misma composicin, puede entrar en la regin de dos fases debido a la disminucin de temperatura, como en la trayectoria A-A2. Esto explica la produccin de lquido condensado en superficie a partir de un gas en el yacimiento. Por supuesto, si el punto cricondotrmico est por debajo, por ejemplo, a 50 F (283 K), solo existir gas en la superficie a temperaturas normales de ambiente, y la produccin se denominara gas seco. No obstante, la produccin puede an contener fracciones lquidas que pueden retirarse por separacin a baja temperatura.

Consideramos de nuevo un yacimiento con el mismo fluido de la figura pero a una temperatura de 180F (355 K) y presin inicial de 3300 psia (227,52 bar), punto B. Aqu la temperatura del yacimiento excede la temperatura crtica y el fluido se encuentra en estado monofsico, es decir, como gas. A medida que la presin disminuye debido a la produccin, la composicin del fluido producido ser la misma que la del fluido del yacimiento en el punto A, y permanecer constante hasta alcanzar la presin del punto de roco a 2545 psia (169,2 bar), punto B1. Por debajo de esta presin se empieza a condensar lquido del fluido del yacimiento y como el lquido condensado se adhiere a los poros de la roca, este permanecer inmvil. Este tipo de yacimientos se denominan de punto de roco. Luego el gas producido en la superficie tendr un menor contenido en lquido, aumentando la relacin gas-petrleo de produccin. Este proceso se denomina condensacin retrgrada ya que durante la dilatacin isotrmica ocurre vaporizacin en lugar de condensacin y continuar hasta alcanzar el punto mximo de volumen lquido que es 10% a 2250 psia (155,13 bar). En realidad una vez que se alcanza el punto de roco, la composicin del fluido producido vara, luego la del fluido remanente en el yacimiento tambin cambia y la curva envolvente comienza a desviarse. Para una recuperacin mxima de lquido, esta desviacin debe ser hacia la derecha.

Si ignoramos esta desviacin en el diagrama de fases, la vaporizacin del lquido formado por condensacin retrgrada se presenta a partir del punto B2 hasta la presin de abandono del punto B3. Esta revaporizacin ayuda a la recuperacin liquida y se hace evidente por la disminucin de la relacin gas-petrleo en la superficie.

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La prdida neta de lquido retrogrado es mayor para:

- Menores temperaturas de yacimiento.

- Mayores presiones de abandono.

- Mayor desviacin del diagrama de fases hacia la derecha.

El lquido producido por condensacin retrograda en yacimiento est compuesto de un alto porcentaje de metano y etano, y tiene mayor volumen de lquido estable que el que se pudiese obtener por condensacin del fluido del yacimiento a presin y temperatura atmosfrica.

Si la acumulacin ocurre a 3000 psia (206,84 bar) y 75 F (297 K), punto C, el fluido del lquido se encuentra en estado monofsico, lquido, ya que la temperatura est por debajo de la temperatura crtica. Este tipo de yacimientos de denomina de punto de burbuja ya que a medida que se disminuye la presin se alcanzar el punto de burbuja, en este caso a 2250 psia (155,13 bar), punto C1.

Por debajo del punto de burbuja, aparece una fase de gas libre. El gas libre comienza a fluir hacia el pozo y aumenta cada vez ms. Pero el petrleo fluir cada vez en cantidades menores, y cuando el gas se agote quedar an petrleo por recuperar. Tambin se denomina a este tipo de yacimientos, de agotamiento, de gas disuelto, de empuje por gas en solucin, de dilatacin o expansin.

Finalmente, si la mezcla de hidrocarburos ocurre a 2000 psia (137,89 bar) y 150 F (338 K), punto D, existe un yacimiento de dos fases, una zona lquida y un capa de gas en la parte superior. Como las composiciones de las zonas de gas y petrleo son diferentes entre s, pueden representarse separadamente por diagrama de fases.

Entonces, segn en qu punto del diagrama estemos en las condiciones del yacimiento tendremos distintos tipos de yacimiento:

- Petrleo pesado: a la izquierda del diagrama y por encima de la presin de burbuja tendremos un petrleo saturado con gas. Al bajar la presin por debajo del punto de burbuja, se produce un encogimiento uniforme del lquido ya que se liberaran primero los gases ms livianos (metano, etano, propano) y luego los ms pesados.

- Petrleo liviano: situado a la derecha de los petrleos pesados y antes del punto crtico. Al bajar por debajo de la presin de burbuja se produce un mayor encogimiento del petrleo ya que existen mayores cantidades de productos intermedios que pesados comparados con la mezcla y se liberan junto con los componentes livianos.

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- Gas condensado: situado a la derecha del petrleo liviano y antes del punto cricondotrmico. En condiciones de yacimiento ser gas y contiene solo una pequea parte de petrleo disuelta por lo que en los separadores de superficie se obtendr muy poco lquido.

- Gas hmedo: situado a la derecha del punto cricondotrmico. Contiene menos metano y ms etano e hidrocarburos complejos. Solo existe como gas en condiciones de yacimiento aunque se disminuya la presin. Pero en condiciones de separacin, puede formar algo de lquido.

- Gas seco: situado a la derecha del gas hmedo. En condiciones de yacimiento se encuentra en estado gaseoso sin ningn lquido disuelto en l, por lo que al producirlo en superficie solo se obtendr gas. Sobre todo est formado por metano y algunos compuestos intermedios.

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4 DATOS ACTUALES

4.1 PROPIEDADES PETROFSICAS DEL ALMACENAMIENTO DE LA CAPA AYOLUENGO

Segn la interpretacin geofsica, la estructura tiene un alto con cierre contrafalla de unos 6 km2, es decir, equivalente a un rectngulo de 6 km x 1 km, y cuyo techo de la formacin Ayoluengo se ha considerado a unos 1500 m despus de hacer las conversiones de tiempo a profundidad.

En cuanto al espesor del yacimiento, se han estudiado las diagrafas (logs): gamma ray (GR), resistividad (DLL) y snico (BHC). Si bien existen dos capas, Ayoluengo techo y principal, se ha considerado para la simulacin una nica capa continua en el espacio con una litologa de arenisca (ripios del sondeo y BHC) con un espesor bruto de 30 m definido por el GR y un espesor neto en petrleo de 13,2 m (net/gross = 44 %) definido por el DLL (Rt > 100 .m).

Para la porosidad se han estudiado las digrafas (logs): neutrn log (CNL) y densidad (FDC) y snico (BHC). Para una litologa de arenisca se ha estimado una porosidad til media del 12%.

Para el clculo de saturacin de agua (Sw) se ha utilizado la frmula de Archie con los datos anteriores, =12%, Rw de 0,302 .m a condiciones de fondo (agua de formacin de 10 gramos/litro de NaCl a 60 C) y Rt medio 150 .m. Resulta una Sw de 25%, lo que significa que la saturacin de petrleo (So) es del 75%, congruente con la produccin histrica del campo.

El factor volumtrico de petrleo (Bo) es de 1,1 m3 yacimiento/m3 superficie, obtenido del histrico de la produccin.

4.2 PRODUCCIN HISTRICA CAPA AYOLUENGO

Se tienen datos de las producciones anuales de gas, petrleo y agua por pozo de todo el yacimiento. Se ha considerado que la capa Ayoluengo contribuye a la produccin total del campo un 60%. Para nuestro modelo se han tenido en cuenta 20 pozos que perforan la capa Ayoluengo del lado sureste del campo (ver ANEXO A).

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5 METODOLOGA

5.1 RECUPERACIN PRIMARIA

La recuperacin de petrleo se divide en tres etapas: primaria secundaria y terciaria. La recuperacin primaria resulta del desplazamiento de los hidrocarburos por la energa natural existente en el yacimiento. Estas fuentes de energa son: empuje por agua, empuje por gas en solucin, expansin de la roca y fluidos, empuje por capa de gas y drenaje por gravedad.

En el yacimiento de Ayoluengo la fuente de energa es el empuje por gas en solucin. Este mecanismo de empuje, requiere que la roca del yacimiento est completamente rodeada de barreras impermeables. A medida que la produccin ocurre, la presin del yacimiento disminuye, y la liberacin y expansin del gas disuelto en el petrleo y agua aportan casi toda la energa del yacimiento. Un pequeo porcentaje de energa adicional proviene de la expansin de la roca y agua, y de la liberacin y expansin del gas disuelto en el agua (ver Figura 5-1).

Figura 5-1: Empuje por gas en solucin

Un yacimiento con empuje de gas en solucin, en su estado inicial puede ser considerado como subsaturado si la presin del yacimiento est por encima de la presin de burbuja y saturado si est por debajo. Para un yacimiento subsaturado, no existe gas libre hasta que la presin no cae por debajo del punto de burbuja. En este rgimen la energa de empuje proviene solo de la expansin de la roca y de los lquidos (agua y petrleo). Para un yacimiento saturado, cualquier produccin de petrleo produce una bajada de la presin que causa una liberacin y expansin de las burbujas de gas. Cuando el gas sale de la solucin, el petrleo y agua se encogen ligeramente. No obstante, el volumen de gas liberado y su expansin es mayor, por lo que la expansin de gas es la energa primaria de empuje para yacimientos por debajo del punto de burbuja.

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Los yacimientos con empuje de gas disuelto tienen un histrico de presin, GOR y produccin caracterstico. Si el yacimientos es inicialmente subsaturado, la presin puede bajar muy deprisa (varios cientos de psi en un par de meses) (ver Figura 5-2). Esto es debido a la menor compresibilidad de la roca, agua y petrleo, comparado con la del gas. En esta fase sub-saturada, el gas solo se libera del fluido cuando llega al pozo, y en consecuencia el GOR es bajo y constante (ver Figura 5-3). Cuando el yacimiento alcanza la presin de burbuja, la presin declina a menor ritmo debido a la formacin de burbujas de gas en el yacimiento que se expanden y ocupan el volumen vaco existente debido a la produccin de petrleo. Cuando esto ocurre, el GOR incrementa rpidamente. La cada de presin seguir ocurriendo durante la produccin y puede llegar el punto en que el GOR disminuya de nuevo cuando la presin del yacimiento es tal que el gas se expande menos en el pozo. Cuando el GOR aumenta inicialmente, la produccin de petrleo disminuye y son necesarios sistemas de levantamiento artificial.

Figura 5-2: Tendencia de la presin del yacimiento segn el tipo de empuje

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Figura 5-3: Tendencia del GOR segn el tipo de mecanismo de empuje.

El factor de recuperacin de este tipo de yacimientos es del orden del 20-30% del petrleo original in situ (OIIP). En este yacimiento, solo un 0-5% de petrleo es recuperado por encima del punto de burbuja. Normalmente no hay produccin de agua a menos que la presin del yacimiento caiga lo suficiente como para que el agua connata se expanda lo suficiente como para ser mvil. Pero incluso en este escenario, se produce poca agua.

5.2 RECUPERACIN SECUNDARIA

La recuperacin secundaria resulta del aumento de la energa natural, al inyectar agua o gas para desplazar el petrleo hacia los pozos productores. El objetivo principal de la inyeccin de gas es mantener la presin a cierto valor o suplementar la energa natural del yacimiento. El gas, al ser ms liviano que el petrleo, tiende a formar una capa artificial de gas bien definida, aun en formaciones de poco buzamiento. Si la produccin se extrae por la parte ms baja de la capa, dar como resultado una forma de conservacin de energa y la posibilidad de mantener las tasa de produccin relativamente elevada, produciendo en un menor tiempo lo que por medio natural requerira un perodo ms largo. Adems el gas disuelto en el petrleo disminuye su viscosidad y mantiene la presin alta, y en consecuencia, los pozos productores pueden mantener la tasa de produccin a un nivel ms elevado durante la vida del campo.

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La Figura 5-4 muestra un esquema del desplazamiento de petrleo por gas en un canal poroso.

Figura 5-4: Desplazamiento de petrleo por gas en el medio poroso

A diferencia de la inyeccin de agua donde solamente ocurre un desplazamiento inmiscible, en el proceso de inyeccin de gas puede darse, tanto un desplazamiento inmiscible como un desplazamiento miscible. En este proyecto solo trataremos la inyeccin inmiscible.

El gas que se inyecta es, generalmente, un hidrocarburo. Inyectar aire conlleva los siguientes inconvenientes: corrosin de pozos, oxidacin de petrleo y riesgo de explosin. Tambin se inyecta N2 en lugar de gas natural por resultar ms econmico, aun siendo ste menos eficiente.

La inyeccin de gas en un yacimiento de petrleo se realiza bien dentro de la capa de gas si sta existe o, directamente, dentro de la zona de petrleo. Cuando originalmente existe una capa de gas en el yacimiento, o cuando se ha ido formando una capa por segregacin durante la etapa de produccin primaria, el gas inyectado ayuda a mantener la presin del yacimiento y hace que el gas de la capa entre en la zona de petrleo y lo empuje hacia los pozos productores. Si la inyeccin se realiza en un yacimiento sin capa de gas, el gas inyectado fluye radialmente desde los pozos inyectores y empuja el petrleo hacia los pozos productores.

Las operaciones de inyeccin de gas se clasifican en dos tipos:

Inyeccin de gas interna: el gas es inyectado dentro de la zona de petrleo. Se aplica por lo general en yacimiento con empuje por gas en solucin, sin capa de gas inicial y donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectado, emerge junto con el petrleo al poco tiempo de ser inyectado.

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- Caractersticas:

o Para yacimientos homogneos, con poco buzamiento y delgados.

o Se requiere un nmero elevado de puntos de inyeccin. Los pozos de inyeccin se colocan con cierto arreglo para distribuir el gas inyectado a travs de la zona productiva.

o La permeabilidad efectiva del gas debe ser preferiblemente baja.

- Ventajas:

o Es posible orientar el gas hacia zonas ms apropiadas.

o La cantidad de gas inyectado puede optimarse mediante el control de la produccin e inyeccin de gas.

- Desventajas:

o La eficiencia de la recuperacin mejora muy poco como consecuencia de la posicin estructural o drenaje por gravedad.

o La eficiencia de barrido areal es menor que el de inyeccin externa.

o Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo hacen que la eficiencia de la recuperacin sea menor que la de inyeccin externa.

o La cantidad de pozos de inyeccin requeridos aumentan los costes de operacin y produccin.

Inyeccin de gas externa: El gas es inyectado en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas, bien sea primaria o secundaria (ver Figura 5-5). Por lo general se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre la segregacin debido a la influencia de las fuerzas de gravedad. Este proceso es el que hemos realizado en nuestro caso para la capa Ayoluengo.

Figura 5-5: Inyeccin de gas externa

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- Caractersticas:

o Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la capa de gas desplace el petrleo.

o Se usa en yacimientos con altas permeabilidades verticales, mayor a 200 mD.

- Ventajas:

o La eficiencia de barrido areal es mayor.

o Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son mayores.

o La eficiencia de barrido vertical es mayor.

- Desventajas:

o Requiere buena permeabilidad del yacimiento.

o Es necesario controlar la produccin de gas libre de la zona de petrleo.

o Las intercalaciones de lutitas son inconvenientes.

La inyeccin de gas dentro del yacimiento puede aumentar la tasa de flujo de petrleo debido a los siguientes mecanismos:

- Reduccin de la viscosidad: el gas inyectado se disuelve en el petrleo crudo y reduce su viscosidad, y por lo tanto, la resistencia al flujo cerca del pozo de inyeccin tambin se reduce. De esta manera, se forma un banco de petrleo de menor viscosidad alrededor del pozo.

- Aumento de la energa del yacimiento: el gas inyectado aumenta la energa del yacimiento, efecto transitorio que dura un corto tiempo, lo cual puede ser el principal efecto cuando los periodos de inyeccin de gas son cortos.

- Eliminacin de depsitos slidos: la tasa de flujo de petrleo aumentar al eliminar, del pozo inyector o de las zonas adyacentes del yacimiento, los depsitos solidos de hidrocarburos como asfltenos. Sin embargo, el flujo de petrleo se reducir como consecuencia del aumento de la saturacin de gas.

- Vaporizacin: una porcin del petrleo contactado por el gas seco inyectado se vaporiza y se mueve hacia los pozos productores en fase de vapor.

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5.3 ALMACENAMIENTO SUBTERRNEO DE GAS NATURAL

El gas natural es distribuido a travs de una serie de canalizaciones hasta llegar a los puntos de consumo. La demanda de gas flucta enormemente del periodo estival al invernal por lo que adecuar el aprovisionamiento de gas a la demanda estacional es muy difcil. Los tipos de contrato de gas son de largo plazo (20 aos), normalmente por cantidades regulares de gas a lo largo del ao, tambin pueden ser de interrumpibilidad pero se utilizan para casos muy graves en la falta de suministro. Ambas soluciones no son perfectas siendo necesario el almacenamiento en grandes cantidades de gas natural. Este puede ser en la superficie como tanques de GNL (gas natural licuado) o en formaciones subterrneas como gas.

Un almacenamiento subterrneo es un volumen, natural o artificial, creado en el subsuelo a una profundidad asequible, capaz de almacenar gas sin provocar variaciones substanciales en el mismo o en la roca. Hay tres tipos de almacenamientos:

- Operacionales: almacenan pequeas cantidades y tienen una gran agilidad operacional. Destinados a hacer frente las pequeas variaciones en el consumo. Ejemplo: cavidades minadas, cavidades de sal.

- Estacionales: destinados a regular la variaciones de demanda entre los periodos de invierno y verano. Ejemplo: acuferos, cavidades salinas y campos agotados de crudo o gas.

- Estratgicos: destinados para afrontar el consumo en el caso de un fallo en el suministro nacional debido a guerras, sabotajes, huelgas, etc. Ejemplo: acuferos y campos agotados de gran tamao.

El funcionamiento normal anual de un almacenamiento es de 5-6 meses de inyeccin de gas, que corresponde al periodo estival, de 1-2 meses de mantenimiento de las instalaciones y de 5 meses de extraccin, que corresponde con la poca de mayor demanda, es decir, el periodo invernal (ver Figura 5-6).

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Figura 5-6: Curva de aprovisionamiento y demanda de gas natural

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Hay dos trminos importantes en el almacenamiento de gas:

- Gas til: cantidad de gas que puede ser extrado y posteriormente inyectado durante un ciclo normal de inyeccin/produccin.

- Gas colchn: cantidad de gas que debe permanecer en el almacenamiento para dar soporte de presin necesaria para que el gas til pueda ser extrado sin dao para la integridad del almacenamiento.

El almacenamiento en campos agotados consiste en inyectar gas natural en un campo agotado o semiagotado, donde parte del gas colchn puede ser el gas no recuperado de la fase de produccin. Este tipo de almacenamiento tiene la ventaja de que necesita menos exploracin ya que existe un conocimiento previo del yacimiento y se conoce la estanqueidad de la cobertera, adems de poder utilizar los pozos ya existentes. La capacidad de almacenamiento suele ser bastante menor a la inicial del campo.

En este tipo de yacimientos, su estanqueidad hasta la presin inicial del campo est contrastada por la existencia de acumulaciones de hidrocarburos. Adems, la fase de exploracin y el periodo de produccin del yacimiento permite conocer el comportamiento y propiedades del almacenamiento.

El gas natural es inyectado por los pozos de operacin en los poros donde originariamente haba hidrocarburos y en los que es segura la estanqueidad del gas comprimido. Es extrado por los mismos pozos. Se necesita compresin para la inyeccin de gas y a veces tras la extraccin para su suministro al mercado. Tambin se utilizan pozos de observacin y control (ver Figura 5-7).

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Figura 5-7: Almacenamiento de gas en yacimiento agotado

Los ciclos de almacenamiento oscilan entre las presiones de operacin mxima y mnima y equivalen al volumen de gas til. Para que se mantenga la presin mnima es necesario mantener siempre un volumen fijo de gas dentro del yacimiento, lo que denominamos gas colchn, que normalmente representa la mitad del volumen mximo de gas en el almacn.

La presin mxima de operacin se determina a partir de la descripcin general de la cobertera, de los terrenos de recubrimientos, de la situacin estructural, del poder de estanqueidad de las fallas y de la situacin tcnica de todos los pozos que penetran en la formacin almacn para evitar fallos mecnicos, la penetracin de gas a travs de la cobertera y la expansin lateral incontrolada del gas. Si la presin mxima de operacin sobrepasa la presin inicial del yacimiento, se debe hacer un estudio detallado de la existencia y continuidad de la cobertera y su estanquidad al gas. La presin mxima de operacin est limitada por el menor valor de la presin de fracturacin en la cobertera, la presin bajo la cual est en riesgo la integridad de los pozos, y la suma de la presin del agua en la cobertera ms la presin mxima de capilaridad de la cobertera.

En un almacenamiento subterrneo, en campos agotados de petrleo y gas se utilizan los siguientes tipos de pozos:

- Pozos de operacin: dedicados a la produccin e inyeccin del gas almacenado y control del almacenamiento.

- Pozos de control: para controlar la formacin almacn y cualquier otra por encima de ella.

- Pozos de servicio: para la reinyeccin de agua en ciertos casos.

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Para asegurar la integridad tcnica del sistema, se deben utilizar todas las informaciones que sean necesarias para calcular la cabeza de pozo, las tuberas de revestimiento, las cementaciones y el acondicionamiento para todas las condiciones de operacin del almacenamiento, en todos los pozos existentes o abandonados que penetran en la formacin del almacenamiento o en la cobertera.

Si el comportamiento de un pozo puede comprometer la estanqueidad del almacenamiento se deben tomar las medidas preventivas adecuadas y si es necesario el pozo debe ser taponado y abandonado.

Es recomendable agrupar las cabezas de los pozos en un distribuidor. El lugar debe ser elegido cuidadosamente para evitar cualquier impacto medioambiental.

El acondicionamiento tpico de un pozo incluye (ver Figura 5-8):

- Un grupo de columnas de tubera de revestimiento con el anular, entre el terreno y la tubera, debidamente cementado. La ltima tubera cementada deber disponer de manguitos o conexiones estancas al gas.

- Si es necesario, una rejilla para controlar la entrada de solidos frente a la formacin productora.

- Una columna de tubera de produccin con las conexiones estancas al gas.

- Un obturador de fondo (packer) anclado a la ltima columna de revestimiento, conectado en la tubera de produccin, para aislar esta ltima columna cementada del fluido que circula por el interior de la tubera de produccin.

- Tiene que haber perfecta estanqueidad entre el obturador y la ltima tubera cementada. Si las condiciones de presin y temperatura hacen que la columna de tubera de produccin, donde va el obturador, tenga elongaciones, se colocar en dicha columna un dispositivo de estanqueidad mvil que absorba dichas elongaciones.

- Se deben colocar en la columna de produccin asientos en sitios estratgicos.

- Una vlvula de seguridad subterrnea, controlada desde superficie, colocada en la columna de produccin de los pozos de operacin que atraviesan la zonas de gas y estn comunicados con l.

- Una cabeza de pozo (rbol de navidad) con al menos una vlvula de cierre (maestra) y una o varias vlvulas laterales.

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Figura 5-8: Seccin de un pozo de almacenamiento

Las instalaciones de un almacenamiento subterrneo de gas estn conectadas a la red de una compaa de distribucin de gas mediante una tubera subterrnea por donde el gas fluye desde y hacia las instalaciones. El gas inyectado primero pasa por un filtro, si es necesario, donde se separa el material slido y los lquidos del gas (ver Figura 5-9). Luego, el gas fluye por un medidor volumtrico calibrado para medir la cantidad de gas. Antes de que el gas se inyecte en el yacimiento, la presin debe aumentar mediante un compresor de motor o turbina de gas. Despus, el gas es enfriado para disipar el calor generado durante el proceso de compresin. Finalmente, el gas es alimentado en los pozos a altas presiones y luego inyectado en la formacin almacn.

1. Cabeza de pozo

2. Sistema de control de la vlvula de seguridad

3. Tubera de transporte de gas

4. Tubera de produccin

5. Vlvula automtica de seguridad

6. Tubera de revestimiento cementada

7. Packer

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Figura 5-9: Proceso de inyeccin y extraccin del gas en un yacimiento

El proceso de extraccin de gas almacenado en el yacimiento se realiza por los mismos pozos en los que se inyecta. El gas absorbe agua mientras permanece en el yacimiento. Esta agua tiene que ser eliminada para prevenir la corrosin o bloqueo de las redes de conexin debido a la formacin de hidratos de gas. En un primer paso, las gotas libres de agua se separan del gas y se inyectan en un pozo de agua. Despus, el gas se precalienta para asegurar la no formacin de hidratos de gas en la planta procesadora despus de que la presin del gas se haya reducido a la presin de la red. Luego, el gas se deshidrata en una planta de absorcin de glicol. Gracias a la naturaleza higroscpica del glicol, ste absorbe el vapor de agua contenido en el gas. En este punto, el gas est en el mismo estado en el que lleg a las instalaciones de almacenamiento. Finalmente, tras pasar el gas por un medidor volumtrico calibrado, es devuelto a la compaa distribuidora de gas. El proceso de extraccin descrito depende de si la presin del yacimiento es lo suficientemente alta para ser introducido a la red de gas. Si ste no es el caso, como cuando ocurre en el periodo final de la extraccin, se utilizan compresores para elevar la presin.

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5.4 MODELO DE SIMULACIN

5.4.1 Introduccin a Eclipse

La simulacin de yacimientos es un tipo de simulacin numrica que se usa para la cuantificacin e interpretacin de fenmenos fsicos para, en su caso, extenderlo a proyectos futuros. La simulacin divide el yacimiento en un nmero finito de unidades en tres dimensiones y modela la progresin del yacimiento y las propiedades de los fluidos a travs del espacio y tiempo en una serie de pasos discretos. Al igual que en el balance de materia, el total de la masa del sistema se