DEDICATORIA Quiero dedicar este triunfo a Dios por que todo lo que soy, he sido y seré se lo debo a él. Gracias Dios mío. A mis padres Claudio y Bertha por su valioso apoyo incondicional, consejos sabios para la vida, por la confianza y por su amor, que han permitido que ahora sea un profesional y una mejor persona. Por creer siempre en mí y ser su orgullo siempre. A mis hermanos (as) Vitalia, Abrahan, Casildo, Silvia, Said, Alcira y Mabely por apoyarme y ser parte de este gran logro. A toda mi familia por su apoyo a lo largo de mi vida. Son y serán lo más importante mientras exista en este mundo.
i
AGRADECIMIENTO AGRA DECIMIENTO A Dios, por darme la vida y por estar siempre conmigo llenándome de bendiciones y sabiduría para lograr cada objetivo, agradezco su infinito amor. A mí querida familia por todo su amor y confianza confianza A mi novia por estar siempre conmigo en cada momento brindándome su amor y consejos. A la Universidad Autónoma Gabriel René Moreno que me acogió en sus aulas para guiar mi formación profesional. Al Ing. Gerardo Corcos Altamirano por su paciencia y tiempo para revisar este trabajo Al Ing. Roberto Tapia Quiroga especialista en reservorios y producción por sus consejos, apoyo y guía profesional. A los docentes miembros del del tribunal de grado por su tiempo y paciencia para revisar los contenidos de este trabajo.
ii
INFORMACION INFOR MACION DEL POSTU POSTULA LANTE NTE
Información personal: Nombre
: Lizandro Cabello Veizaga
Cedula de identidad
: 6528434
Lugar de nacimiento
: Aiquile
Nacionalidad
: Boliviano
Edad
: 31
Teléfono
: 63503715
Domicilio
: Radial 13 quinto anillo
Correo electrónico
:
[email protected] [email protected] om
Información académica: Carrera Registro
: Ingeniería Petrolera : 208032037
Modalidad de de graduaci graduación ón : Trabajo de grado
iii
CONTENIDO Dedicatoria ................................................................................................................... i Agradecimiento ............. .......................... .......................... .......................... .......................... .......................... .......................... .......................... ................ ... ii Informacion del postulante ......................................................................................... iii Contenido ................................................................................................................... iv Indice de figuras ........................................................................................................ vii Indice de tablas .......................................................................................................... ix Abreviaturas .............. ........................... ......................... .......................... ........................... .......................... .......................... .......................... .................... ....... x Resumen ..................................................................................................................... 1
CAPITULO PRELIMINAR Introduccion ................................................................................................................. 2 Antecedentes………………… Antecedentes……… ………………………… …………………………… …………………………… ……………………………… …………………5 …5
Planteamiento del problema ........................................................................................ 5 Objetivos generales............. .......................... .......................... ........................... ........................... .......................... .......................... ...................... ......... 6 Objetivos especificos............. .......................... ........................... ........................... .......................... .......................... .......................... .................... ....... 6 Justificacion ................................................................................................................. 6 Alcance……………………… Alcance………… ………………………… …………………………… …………………………… …………………………… …………………….. …….. 7
Metodología tipo de investigación……………………………………………………… ... ..... 7
CAPITULO I - MARCO TEORICO 1.1.
Generalidades .......................... ............. ........................... ........................... .......................... .......................... .......................... .................... ....... 8
1.2.
Evaluación del reservorio. ............. .......................... .......................... .......................... .......................... .......................... ................ ... 9
1.3.
Monitoreo del reservorio. ............. .......................... .......................... .......................... .......................... .......................... .................. ..... 9
1.4. 1.5.
Descripción del reservorio ............. .......................... .......................... .......................... .......................... .......................... ................ ... 9 ¿Qué es un yacimiento?.............. ........................... .......................... .......................... .......................... .......................... ................ ... 10
1.6.
Clasificación de acuerdo con el tipo de fluidos. .............. ........................... ......................... .................... ........ 10
1.7.
¿Qué es un yacimiento de gas? ............. .......................... .......................... .......................... .......................... .................. ..... 11
1.8.
Propiedades petrofísicas ............. .......................... .......................... .......................... .......................... .......................... ................ ... 12
1.8.1. Porosidad primaria: ......................................................................................... 12 1.8.2. Porosidad secundaria:............ ......................... .......................... ........................... .......................... ......................... ..................... ........ 12 1.9.
Permeabilidad: ............ ......................... ........................... ........................... .......................... .......................... .......................... .................. ..... 13
1.9.1. Permeabilidad absoluta: .................................................................................. 13 1.9.2. Permeabilidad efectiva .................................................................................... 13 1.9.3. Permeabilidad relativa: .................................................................................... 14 iv
1.10. Teoría de flujo de fluidos en el y yacimiento acimiento ............ ......................... .......................... .......................... ................ ... 14 1.11.
Periodos de flujo en un yacimiento............ ......................... ........................... ........................... ...................... ......... 18
1.11.1.
FlujoTransiente.............. .......................... .......................... .......................... .......................... .......................... ......................... ............ 18
1.11.2.
Flujo en estado Semi Estable…………………………………………...……..19
1.11.3.
Flujo en estado Estable. ............. .......................... .......................... .......................... .......................... ......................... ............ 20
1.12. 1.13.
Factor de daño. ............. .......................... .......................... .......................... .......................... .......................... ......................... ............ 20 Radio de investigacion. ............ ......................... .......................... .......................... .......................... .......................... ............... 23
1.14.
Tiempo de estabilizacion. ............. .......................... .......................... ........................... .......................... ...................... .......... 23
1.15.
Permeabilidad del gas. ............. .......................... .......................... .......................... .......................... .......................... ............... 24
1.16.
Espesor de la formacion. ............ ......................... .......................... .......................... .......................... ......................... ............ 24
1.17.
Tipos de pruebas ............. .......................... .......................... .......................... .......................... .......................... ....................... .......... 24
1.17.1.
Prueba de restauración de presión Buildup............ .......................... .......................... ...................... .......... 24
1.17.2.
Prueba de agotamiento (drawdown)................. (drawdown).............................. .......................... .......................... ................ ... 26
1.18.
Metodo de Horner................ Horner.............................. ........................... .......................... ......................... .......................... ................... ..... 27
1.19. 1.19.1.
Prueba de flujo tras flujo (Flow-After-Flowtests) ............ ......................... .......................... ................ ... 29 Coeficioente C y exponente n ............. .......................... .......................... .......................... .......................... ................ ... 30
1.20.
Metodo de la derivada de presion ............. .......................... ........................... ........................... ...................... ......... 32
1.20.1.
Metodo para estimar la derivada ............. .......................... .......................... ........................... ......................... ........... 35
1.20.1.1. Diferencia finita central ............................................................................... 35 1.20.1.2. Ecuación de Horner .................................................................................... 35 1.20.1.3. Ecuación de Bourdet y colaboradores ............ ......................... ......................... .......................... ................... ..... 36 1.20.1.4. Ecuacion de Clarck y Van golf-racht........................................................... 37 1.20.1.5. Ecuacion de Simmons ................................................................................ 37 1.21. 1.21.1.
Herramientas utilizadas en la medicion de la presion y temperatura ......... 38 Transductores piezoeléctricos .......................... ............. .......................... .......................... .......................... ................ ... 39
1.21.2.
Transductores de cristal vibrador ............ ......................... .......................... ........................... ......................... ........... 39
1.21.3.
WellHead (Sens (Sensor or d de e P y T en Cabeza)............. .......................... .......................... .......................... ............... 40
1.21.4.
Memory gauge ............ ......................... .......................... .......................... .......................... .......................... ........................... .............. 41
1.21.5.
Operaciones con memory gauge ............ ......................... .......................... ........................... ......................... ........... 42
1.21.6.
Pruebas de producción............. .......................... .......................... .......................... .......................... .......................... ............... 45
CAPITULO II - INGENIERIA DEL PROYECTO 2.1.
Información del pozo WRN-X1. ............. .......................... .......................... .......................... .......................... ............... 46
2.2.
Datos del reservorio ............ .......................... ........................... .......................... ......................... .......................... ................... ..... 50 v
2.3. Secuencia de la prueba ............. ........................... ........................... .......................... ......................... .......................... ................... ..... 50 2.4. WellTesting Del pozo WRN-X1. .............. ........................... .......................... .......................... .......................... .................. ..... 50 2.5. Prueba estática. ............. ........................... ........................... .......................... .......................... .......................... .......................... ................ ... 52 2.6. Prueba flujo tras flujo ............. .......................... .......................... .......................... .......................... .......................... ....................... .......... 52 2.7. Calculo del potencial absoluto AOF ............ ......................... .......................... .......................... .......................... ............... 53 2.8. Potencial de flujo en superficie ............. ........................... ........................... .......................... ......................... .................... ........ 54 2.9. Interpretacion de prueba de restitucion 24 hrs ............ .......................... .......................... ...................... .......... 55 2.10. Calculo de la permeabilidad y el daño ............. .......................... ........................... ........................... ...................... ......... 56 2.11. Interpretación del gráfico de derivada de Bourdet ............. .......................... .......................... .................. ..... 57
CAPITULO III - ANAL A NALISIS ISIS ECONO ECONOMICO MICO 3.1. Analisis economico wrn-x1 ............. .......................... .......................... .......................... .......................... .......................... ............... 59 3.2. Flujo de caja ............. ........................... .......................... ......................... .......................... ........................... ........................... ...................... ......... 59
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Conclusiones …………………………………………………………………………….…62 Recomendaciones …………………………………………………………………….…..63
BIBLIOGRAFIA…………………………………………………………………………….64 ANEXOS ………………………………………………………………………….………...65
vi
INDICE DE FIGURAS ......................... ......................... .......................... ..................... ....... 3 Figura 1. Mapa de Ubicación Campo Warnes ............ ......................... .......................... .......................... .......................... .................... ....... 4 Figura 2. Estratigrafía Pozo WRN-X1 ............
Figura 3. Esquema de la representación matemática de una prueba de presión ..... 8 .......................... ........................... .......................... .................... ....... 11 Figura 4. Diagrama de fases para gas seco ............ f luidos que llenan los poros ................... ................................ ...................... ......... 12 Figura 5. Ilustración de los fluidos
Figura 6. Representación de flujo en medio poroso ............................. ................ .......................... .................. ..... 13 Figura 7. Balance de Masa (Flujo Radial) .............................................................. 14 Figura 8. Regiones de flujo en un papel semilogaritmica ..................... .................................. .................. ..... 18 ......................... .......................... ............... 19 Figura 9. Regiones de flujo en coordenadas cartesianas ............ ......................... .......................... ........................... ......................... ........... 20 Figura 10. Hueco del pozo y zona dañada ............
Figura 11. Efecto del factor de daño en la presión de fondo de pozo............. ....................... .......... 22 Figura 12. Caudal de flujo respecto al tiempo antes y después del cierre ............. ................ ... 25 .............. 25 Figura 13. Cambio de la presión de fondo fluyente con respecto al tiempo ............
Figura 14. Declinación o caída de presión ............................................................... 26 Figura 15. Ilustración grafico de Horner ................................................................... 28 Figura 16. Prueba de Flujo tras Flujo ....................................................................... 29 Figura 17. Ejemplo de una prueba flujo tras flujo .......................... ............. .......................... .......................... ............... 30 Figura 18. Comportamiento de la deriva de presión en el caso de un sistema con frontera a presión constante (acuífero o capa de gas) ..................... ......... ............ 31
Figura 19. Comportamiento de transientes de presión ............ ......................... ......................... .................... ........ 33 ......................... .......................... .......................... .......................... ................ ... 35 Figura 20. Ilustración de Suavizamiento............ Pr esión de Cuarzo ........................... .............. ......................... .......................... ................... ..... 37 Figura 21. Transductor de Presión
Figura 22. Transductor Piezoeléctrico ...................................................................... 38 ......................... ............... 39 Figura 23. Sensor de Presión y Temperatura en Cabeza del pozo ............ ........................... .......................... ...................... .......... 39 Figura 24. Well Head (Sensor de P y T en Cabeza).............
Figura 25. Memory Gauge .......................... ............. .......................... .......................... .......................... .......................... ....................... .......... 40 .......................... .......................... .......................... ................ ... 41 Figura 26. Posicionamiento del Memory Gauge ............. ........................... ........................... .......................... .................... ....... 42 Figura 27. Operaciones con Memory Gauge .............
Figura 28. Camión de Wireline ................................................................................. 43 ............ ................ ... 43 Figura 29. Operaciones a tiempo reales o SRO (surfacereadout) ......................... .......................... .......................... .......................... .......................... ......................... ............ 44 Figura 30. Prueba de Producción .............
Figura 31. Potencial de flujo abierto en fondo ............................... .................. .......................... .......................... ............... 52 vii
......................... .......................... .......................... ............... 54 Figura 32. Potencial de flujo abierto en superficie ............
Figura 33. Resultado del grafico de horner pozo WRN-x1 ..................... .................................. .................. ..... 54 WRN-X1 -X1 ............. .......................... ................ ... 57 Figura 34. Resultados de la derivada de Bourdet pozo WRN .......................... .......................... ...................... .......... 58 Figura 35. Descripción de Equipo para Well Testing ............
Figura 36. Gráfica de Ingreso y Egreso ……………..………….………………….……61 Figura 37. Gráfica de Utilidad Neta ………………………………………...……………61
viii
INDICE DE TABLAS Tabla 1. Secuencia Estratigráfica ............................................................................. 46 .......................... ........................... .......................... .................... ....... 50 Tabla 2. Datos de producción pozo WRN-X1 ............ WRN-X1 RN-X1 ............ ......................... .................... ....... 51 Tabla 3. Resultado de la prueba de producción pozo W
Tabla 4. Producción de gas y condensado ............ ......................... .......................... ........................... ......................... ........... 51 ........................... .......................... ...................... .......... 52 Tabla 5. Datos de la prueba flujo tras flujo en fondo ............. ........ .......................... ................ ... 53 Tabla 6. Datos de la prueba de flujo tras flujo en superficie .....................
Tabla 7. Resultados de la permeabilidad del gas .................................. ...................... .......................... ................... ..... 55 Tabla 8. Resultados de la prueba de Horner ................................... ...................... ........................... ......................... ........... 56 .................. .......................... ......................... ............ 57 Tabla 9. Resultados de la derivada de Bourdet ...............................
ix
ABREVIATURA AB REVIATURAS S Mpc/d :
miles de pies cúbicos por día.
b/d
barriles por día.
:
mbbp :
metros bajo boca de pozo.
Kh Ty
:
permeabilidad por espesor (md*ft)
:
Temperatura del Yacimiento (ºF)
Tc
:
Temperatura critica (ºF)
Pi
:
Presion inicial (Psi)
Pb
:
Punto de burbuja (Psi)
Kr
:
Permeabilidad Relativa
Kef :
Permeabilidad efectiva (md)
Ka ɸ
: :
Permeabilidad absoluta (md) Porosidad (%)
h
:
espesor (ft).
R
:
Distancia Radial al pozo (ft)
Δr
:
incremento infinitesimal del radio.
Δt
:
intervalo de tiempo.
:
Densidad (gr/cc)
M
:
Peso molecular (kg/mol)
R
:
constante universal del gas (atm*l/mol*k).
T
:
Temperatura (ºf)
P
:
Presion (Psi)
Z
:
Factor de compresibilidad del gas
Pwf f : Pw
Presión de fondo fluyente (psi)
Qg
:
Caudal de gas (Mpc/d)
:
Viscosidad (cps)
:
Radio del pozo (ft)
x
S
:
daño
P1hr :
Presion a una hora (psi)
m
:
Pendiente (Psi/ciclo).
:
Radio investigación (ft)
:
Tiempo de estabilización (hr)
:
Tiempo de producción (hr).
:
Producción acumulado (bbl)
AOF :
Potencial de flujo abierto.
Kg
Permeabilidad al gas (md).
:
xi
RESUMEN El contenido de este trabajo se enmarca en tres capítulos. El capítulo uno está orientado a las generalidades sobre las pruebas de presión y tipos de pruebas, allí se estudian los conceptos de evaluación del reservorio, monitoreo del reservorio, descripción del reservorio, que es un yacimiento, propiedades petrofísicas, teoría de flujo de fluidos en el yacimiento, periodos de flujo en un yacimiento, factor de daño, tiempo de estabilización, permeabilidad al gas, pruebas de restauración de presión (Buildup), prueba de agotamiento (DROWDOW), prueba de flujo tras flujo (flow-afterFlow test), método de la derivada de presión y los métodos para estimar la derivada. Este capítulo es supremamente vital para entender los conceptos y saber diferenciar los tipos de pruebas y la más importante el método de la derivada. La derivada de la presión ayuda a identificar el modelo y la caracterización del reservorio en base a los parámetros obtenidos en la prueba. La derivada no añade información extra del yacimiento por sí misma, sino que ayuda a observar el comportamiento real de la presión en función del tiempo, y es una especie de lente de aumento que revela tendencias características del reservorio, Entonces, la derivada viene a ser una poderosa herramienta cuando se tiene suficiente información más allá del período de almacenamiento. El capítulo dos desarrolla la información del pozo WRN-X1, datos del reservorio, cálculo del potencial absoluto en superficie y en fondo. Welltesting de anterior prueba del mismo pozo y la interpretación del grafico de la derivada de bourdet en el cual se ve el tiempo de estabilización y del posible acuífero. El capítulo tres desarrolla el análisis económico considerando como una empresa de servicio aquí se ve cuanto son los gastos y cuanto son los ingresos y el flujo de caja.
1
INTRODUCCION El campo Warnes es un campo gasífero, con una reserva probada de 2.936MMpc y una reserva probable 7.543 MMpc, aunque sin perspectivas de explotación comercial; es una arenisca denominada “Warnes” y desarrollada en el miembro
inferior de la formación Petaca, del Terciario.
El campo Warnes se encuentra a 26 Km al norte de la ciudad de Santa Cruz de la sierra, 3 km al este de la carretera asfaltada Santa Cruz – Montero y a 1 14 4 km., en línea recta, de la planta de Colpa; geográficamente se encuentra dentro de la provincia Warnes del departamento de Santa Cruz. Su topografía es esencialmente plana y morfo-estructuralmente está ubicada en el ámbito de la llanura chaqueña. Las coordenadas U.T.M. del centro de la estructura son: X = 485.500 Y = 8.061.700 Z = 440 msnm En el campo Warnes se han perforado en total tres pozos, dos de los cuales resultaron acuíferos y uno productor, MTC - X1,WRN - X2 y WRN - X1.La investigación en el área fue iniciada por Bolivian Gulf Company (BOGOC) que en el año 1964 perforo el primer pozo con el nombre Motacu -1, pozo que alcanzo una profundidad final de 3095 metros con resultado negativo; sin embargo, durante la perforación se registraron interesantes detecciones de gas (hasta 200 UGTM) y, en prueba DST efectuada en un nivel arenoso del Petaca, se manifestó un débil flujo de gas, para luego ahogarse. Con los antecedentes anotados y una reinterpretación sísmica del área, YPFB ubico y perforo entre marzo y mayo de 1985 el pozo Warnes-X1, que atravesó 3230 metros de columna sedimentaria resultando a su conclusión descubridor de un nuevo campo y productor de la arenisca Warnes, formación Petaca.
2
El pozo Warnes –X2, también fue perforado en 1985, y ubicado a 5.6 Km. al sureste del Warnes-X1, con objetivos de investigar el nivel productor del pozo 1 y las posibilidades de encontrar hidrocarburos en otros niveles del terciario, alcanzo una
profundidad final de 1901.5 metros y resulto seco, siendo abandonado sin bajar cañería
Figura 1. Mapa de Ubicación Campo Warnes W arnes Fuente: Y.P.F.B.
Geolo Ge ología gía física d del el campo WR WRNN-X1 X1 : La geología del subsuelo del bloque donde se encuentra el campo WRN-X1 ha sido investigada en la década de los 60 por la compañía Gulf Oil, con la perforación del pozo MTC-X1 y a mediados de la década de los años 80 por YPFB con la perforación de los pozos WRN-X1 y WRN-X2.
3
La descripción mas representativa de las formaciones atravesadas es la reflejada por el pozo WRN-X1, el cual se considera como el pozo descubridor de un nivel gasífero en la formación petaca, se puede apreciar en la Figura 2
Figura 2. Estratigrafía Pozo WRN-X1 Fuente: Y.P.F.B. 4
ANTECEDENTES La idea de analizar pruebas de presión-tiempo obtenidas de pozos para determinar permeabilidad y porosidad apareció por primera vez en hidrológica. En 1935, Theis demostró que las presiones de levantamiento en un pozo de agua cerrado debería ser una función lineal del logaritmo de la razón (t + ∆t)/ ∆t, y que la pendiente de la
recta es inversamente proporcional a la permeabilidad efectiva de la formación. En 1937, Muskat discutió sobre las pruebas de levantamiento de presión en pozos de petróleo (“pressure buildup”) y propuso un método de ensayo y error para la
determinación de la presión estática de un yacimiento, siendo un precursor de los métodos principales para el actual análisis de pruebas de pozos.
En 1950, Miller, Dyes Y Hutchinson presentaron un análisis para pruebas de levantamiento de presión cuando el pozo ha producido hasta alcanzar la condición de flujo semicontinuo. Estos autores indicaron que las presiones de levantamiento deberían ser una función lineal del logaritmo del tiempo de cierre. Miller-DyesHutchinson, también consideraron el comportamiento de presión de yacimientos circulares con presión constante o cerrados al flujo en el límite exterior e hicieron ciertas extensiones al análisis de pruebas de pozos. En 1951, Horner presento un estudio de análisis de pruebas de restauración de presión similar al trabajo de Theis, pero extendió este trabajo para determinar presiones estáticas por extrapolación. Los trabajos de Horner y Miller-Davi Hutchinson han sido considerados las bases fundamentales de la teoría moderna de análisis de presiones para pozos de petróleo y gas.
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA El pozo Warnes-X1 ha sido puesto en medida superficial en dieciséis oportunidades, siendo las más representativas las de Julio, Agosto y Septiembre de 1990, efectuadas con un Choke 14/64’’ y que en promedio dieron los siguientes caudales:
Condensado, b/d
Gas, Mpc/d
Agua, b/d
Presión Cabeza, Psi
40
1722
0.7
1712
5
Por consiguiente, es necesario evaluar este comportamiento mediante pruebas de Horner y estudiar la derivada de la presión con respecto al tiempo.
Objetivos generales • Establecer los parámetros definitivos de producción en lo que respecta al
caudal y las presiones que se controla en boca de pozo. • Realizar el análisis, interpretación y validación de las pruebas de pozos
usando las técnicas más comunes de análisis. Esto incluye análisis simplificado log – log, análisis semi – log, métodos de Curva Tipo, análisis específicos, Métodos de la derivada. • Derivada, Convolución, Deconvolución • Interpretar la prueba de restitución, flujo tras flujo y calcular el AOF del pozo
WRN-x1. • Mejorar el pronóstico de producción a futuro mediante distintas pruebas de
presión; complementar, precisar y mejorar los procesos y condiciones en las que se realiza la prueba del pozo WRN-x1.
Objetivos Obje tivos específicos específicos • Utilizar el método de Horner y la derivada de Bourdet. • Determinar el tiempo de estabilización del flujo de gas. • Establecer el comportamiento real del caudal de gas. • Determinar el grado de daño a la formación formación.. • Cálculo de la presión promedio del yacimiento del área de drenaje. • Determinar la distancia del pozo a un posible acuífero para pronosticar la
entrada de agua. • Exponer el método de la derivada para realizar los cálculos sin ayuda del
simulador.
Justificación Dada la importancia de las pruebas piloto en la búsqueda de pozos descubridores de hidrocarburos, la interpretación correcta de las pruebas de restitución es de vital
6
importancia desde el punto de vista técnico para validar el potencial de producción del pozo candidato. Desde el punto de vista científico, una mayor comprensión del potencial productivo de un pozo candidato mediante la interpretación de las pruebas de restitución permite establecer los principales mecanismos de producción del pozo, así como su comportamiento fluido-dinámica bajo condiciones de producción mediante . Considerando el aspecto académico, la validación del comportamiento productivo bajo condiciones de operación mediante pruebas de restitución flujo tras flujo, corrobora los principios físicos que gobiernan la dinámica de flujo del reservorio candidato, permitiéndonos realizar un estudio más detallado para la etapa productiva.
ALCANCE AL CANCE Alcc anc e es Al espac pac ial El límite geográfico del proyecto es el departamento de Santa Cruz, provincia Warnes, lugar donde se encuentra ubicado el pozo WRN-x1.
Alcc anc e Tem Al Tempo po ral
El presente estudio fue desarrollado desde el 10 de agosto del 2017 hasta su finalización con el informe final el de febrero de 2018.
METODOLOGÍA TIPO DE INVESTIGACIÓN En este trabajo se utiliza una metodología no experimental, de tipo descriptiva y cuantitativa. Este es un estudio descriptivo de enfoque cuantitativo pues se recolectarán datos o componentes sobre diferentes aspectos de la prueba de presiones y se realizará un análisis de los mismos. “La investigación descriptiva busca especificar propiedades, características y rasgos importantes de cualquier fenómeno que se analice” . Los estudios descriptivos miden
de manera más bien independiente los conceptos o variables a los que se refieren y se centran en medir con la mayor precisión posible (Hernández, Fernández y Baptista, 2003, p. 119).
7
Así mismo, el estudio tiene un enfoque cuantitativo, ya que es necesario para poder analizar los resultados de las pruebas realizadas. El enfoque cuantitativo utiliza la recolección y el análisis de datos para contestar preguntas de investigación y probar hipótesis previamente hechas, confía en la medición numérica, el conteo y frecuentemente en el uso de estadística para establecer con exactitud patrones de comportamiento.
Instrumentos de medición recolección de datos Los datos obtenidos de la prueba Buildup y flujo tras flujo son reales y medidos con registrador de presión Memory Gauge hasta la profundidad de 5625 pies (1714mbbp) con slickline en el pozo WRN-X1
1.1. Generalid Generalidades ades Una prueba de presión consiste básicamente en modificar las condiciones de flujo de fluidos en el reservorio, ya sea mediante el cierre del pozo, o mediante su puesta en producción por una o varios estranguladores. Este disturbio es registrado mediante un dispositivo sensible denominado: registrador de fondo y puede ser analizado para determinar las propiedades del reservorio. El disturbio producido se propaga a través del fluido del reservorio, hasta alcanzar nuevamente el equilibrio.
Este periodo de propagación se denomina periodo transiente y es el que más indicios proporciona sobre las características del reservorio.
Figura 3. Esquema de la representación matemática de una prueba de presión Fuente: Análisis Moderno de presiones de pozos - Freddy H. Escobar 8
Los objetivos de una prueba de pozo caen en una de las tres siguientes categorías:
1.2. 1. 2. Evaluación del r eservorio . Para tomar una decisión acerca de la mejor manera de producir un reservorio, es necesario conocer su capacidad de producción, sus propiedades y tamaño, para ello se debe determinar su conductividad o sea Kh, (Permeabilidad por espesor), la presión inicial del reservorio y sus límites. Al mismo tiempo se toma una muestra de los fluidos para que sus propiedades físicas sean medidas en laboratorio. También se deben examinar las condiciones cercanas al agujero del pozo para averiguar si existe daño a la formación. La conductividad Kh gobierna el caudal que puede producir el pozo si es baja deberá evaluarse un tratamiento o estimulación. La presión del reservorio indica la energía potencial del reservorio y permite la predicción de su comportamiento. El análisis de los límites del reservorio permite la evaluación de la reserva y también estimar si los extremos del reservorio están cerrados o tienen empuje de un acuífero.
1.3. 1. 3. Monitor eo del reservor reservorio. io. Durante la vida productiva de un reservorio se debe controlar el comportamiento y las condiciones de un pozo. Es aconsejable controlar los cambios en la presión media del reservorio de manera que se pueda ajustar las predicciones del comportamiento futuro. Mediante el control de los pozos, se pueden identificar los candidatos para reacondicionamiento o estimulación. También es posible seguir el movimiento de los
fluidos del reservorio, en especial cuando hay un acuífero activo o un casquete de gas.
1.4. 1. 4. De Descr scripc ipción ión del reservo reservorio rio Las formaciones geológicas que contienen petróleo, gas y agua son complejas y contienen diferentes tipos de roca, interfaces estratigráficas, fallas, barreras y frentes de fluidos. Algunas de estas formaciones pueden afectar a los transientes de presión y todas afectan el comportamiento del reservorio. El análisis de las pruebas de pozos 9
será una ayuda en este sentido y también es una herramienta para determinar el plan de producción. Sin embargo, es importante reconocer que hay un límite de detalle al que puede llegarse en la descripción de un reservorio. Esto es debido a que la transmisión de la presión es un proceso difusivo y por lo tanto grandemente gobernado más por condiciones promedio que por heterogeneidades locales. Así zonas bastante extensas y diferentes puedan ser ignoradas en una prueba de interferencia. 1
1.5. 1. 5. ¿Q ¿Qué ué es un yacimiento ? Yacimiento es la porción de una trampa geológica que contiene hidrocarburos y que se comporta como un sistema interconectado hidráulicamente. Algunos yacimientos están asociados a grandes volúmenes de agua denominados acuíferos. Los hidrocarburos naturales, como el petróleo el petróleo crudo y el el gas gas natural, natural, son retenidos por formaciones de rocas suprayacentes con baja permeabilidad. Los hidrocarburos ocupan parcialmente los poros o huecos de la roca almacenadora y normalmente están a altas presiones y temperaturas debidas a las profundidades a las que se encuentra el yacimiento.
1.6. 1.6. Cla Clasificación sificación de acuerdo co n el tipo de fluidos . Los yacimientos petroleros se clasifican en función de la localización del punto crítico y las coordenadas iníciales de la presión, temperatura, del yacimiento en el diagrama de presión temperatura en el yacimiento gas como se muestra en la Fig. 4 Yacimientos de petróleo Ty< Tc: en función de la presión inicial Pi, los yacimientos de petróleo se subdividen en: Yacimientos de petróleo bajo saturado Pi > Pb Yacimientos de petróleo saturado Pi = Pb
Yacimientos de petróleo saturado con casquete de gas Pi < Pb
1F.
Escobar An Análi áli si s Moder Mo derno no de pru p ruebas ebas de pres p resió ió n 2da Edición, Colombia, pag-15 10
1. 1.7. 7. ¿Q ¿Qué ué es un yacimiento de g gas? as? Yacimientos de gas, si la Ty> Tc se clasifica como un yacimiento de. Los yacimientos de gas se clasifican en función de sus diagramas de fases de presión-temperatura y de las condiciones que prevalecen en el yacimiento. En Bolivia, el gas natural que se produce se encuentra libre de compuestos sulfurosos, por esto es conocido como “gas dulce”.
Dependiendo del estado en que se encuentre inicialmente la mezcla de hidrocarburos en el yacimiento, estos se pueden clasificar en yacimientos de gas y yacimientos de petróleo. Los yacimientos de gas se pueden sub-dividir en : Gas y condensado Gas húmedo Gas seco
Figura 4. Diagrama de fases para gas seco Fuente: Dr. Rodríguez N.R. "Apuntes de Ingeniería de Yacimientos"
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1.8. 1. 8. Propiedades petrof petrofísicas ísicas Porosidad: la porosidad es un espacio disponible en la roca, la podemos definir como la relación del espacio vacío en la roca con respecto al volumen total de ella. Esto es que un volumen de roca está formado por un volumen de poros y un volumen de sólidos.
1.8. 1. 8.1. 1. Poro sid sidad ad primaria: pri maria: Se refiere a la porosidad adquirida durante los procesos de depositación y litificación del material, es decir, en la diagénesis. Este tipo de porosidad se desarrolló al mismo tiempo que los sedimentos fueron depositados. A esta porosidad también se le conoce como porosidad original, intergranular o matriz.
1.8. 1. 8.2. 2. Poro sid sidad ad secun daria: Es aquella porosidad que adquiere la roca unas ves que han actuado en ella ciertos procesos geológicos (mecánicos) o fenómenos químicos como son: fracturamiento hidráulico, fracturaciones ácidas, estimulaciones acidas. Estos pueden actuar por separados o en conjunto, asumiéndose que ha sido posterior a la litificación de la roca misma. También se le conoce como porosidad inducida.
Figura 5. Ilustración de los fluidos que llenan los poros Fuente: Petrofísica y fluidos de reservorios Ing. Franco Fabián Sivila Angulo
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1.9.
Permeabilidad:
Es la facilidad que tiene una roca para permitir el paso de los fluidos a través de ella. Existen varias clasificaciones de la permeabilidad de acuerdo con su contenido de fluidos.
Figura 6.Representación de flujo en medio poroso Fuente: Petrofísica y fluidos de Reservorios Ing. Franco Fabián Sivila Angulo
1.9. 1. 9.1 1 Permeabilidad absolu absoluta: ta: Es aquella en la cual solo se considera un fluido mojante presente en el medio poroso saturado al 100%. Esto es, si se tiene un solo fluido homogéneo en el medio poroso, entonces la permeabilidad que se tiene no variará, la permeabilidad absoluta no depende del tipo de fluido, siempre y cuando este no reaccione con el medio poroso.
1.9.2 Permeabilidad efectiva: Se considera que en el medio poroso existe más de un fluido, es decir, dos fases por lo menos en el sistema. Entonces se dice que la permeabilidad efectiva es la permeabilidad a un fluido en particular, ya sea este aceite, gas o agua. Se dice también que la permeabilidad efectiva a un fluido es la conductividad del medio poroso a este, cuando existe una cierta saturación del medio, menor de 100%, de dicho fluido.
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1.9.3 Permeabilidad relativa: Es la relación de la permeabilidad efectiva de cualquier fluido (aceite, gas o agua)
con respecto a la permeabilidad absoluta (
nunca es mayor a uno (0<
= kef //k ka) se expresa en fracción ya que
