Ing. LITZY GASTELÚ HERRERA

14/FEB/2012

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2.1 Acumulación, Migración

El petróleo tiene la capacidad de

migrar a través del espacio poral

de las rocas, formando así

nuevos reservorios

2.2 Yacimiento, Roca, Fluido

El yacimiento de petróleo esta

conformado por 3 elementos

esenciales:

La roca reservorio

El espacio poral

La trampa

La roca sellante es una cubierta

impermeable que cubre la roca porosa

y contiene a los hidrocarburos.

La roca generatriz del petróleo se

denomina roca madre, los

hidrocarburos generados migran a

través de las rocas hasta quedar

entrampados en el reservorio de

porosidad y permeabilidad adecuadas.

2.3 Perforación Rotatoria

Las operaciones de

perforación mediante este

método incluyen equipos de

rotación y circulación de

fluidos

2.4 Desarrollo de la Perforación

De 1900-1920 Periodo de concepción

Al principio de la historia de

perforación se utilizaba el trepano

cola de pescado (perforación a

percusión

Trepano cola de pescado Trepano Bicono

1920-1948: Periodo de Desarrollo

1948-1968: Expansión de la Perforación

Rotatoria

1968-1999: Periodo de Automatización

Nota.- 1833: Se perfora un pozo en

Perpigñon, Francia a 560 pies con sistema de

rotación a cable.

1885: Perforación en California (Jones

Manning) en un lugar denominado Stockton

2.5 Columna de Perforación y sus

componentes

2.6 Parámetros formacionales

Porosidad

Permeabilidad

Saturación

2.7. Presión hidrostática

Para calcular la presión hidrostática de

de un fluido en un punto dado,

utilizamos la siguiente fórmula:

2.8 Profundidad

Pozo vertical Pozo Direccional

2.9 Presión de Poro o de

formación

Las clasificaciones de la presión de

formación se relacionan con la presión

de los poros de la roca de la formación

y la densidad del fluido nativo,

contenido en los espacios porales.

Las formaciones de presión normal

ejercen una presión similar a la que

ejerce una columna de fluido nativo,

desde la formación hasta la superficie.

Las formaciones, compresiones

anormales ejercen presiones mayores

que la hidrostática o gradientes de

presión del fluido contenido en la

formación.

Para que exista una buena

perforación Pf >Ph

2.10 Presión de Fractura

Superar la presión de formación o entrar

en un bajo de caudal a la formación no

es suficiente para provocar una fractura.

Si el fluido poral tiene libertad de

movimiento o en cambio si el fluido poral

no puede desplazarse o acomodarse, si

puede ocurrir una fractura o deformación

permanente de la formación.

2.10.1 Como se predicen las

presiones de formación

Existen procedimientos para predecir las

presiones de formación que son útiles para

evitar surgencias, las siguientes son fuentes

para predecir las presiones de formación.

1.- Indicación Geológica (sísmica o

histórica)

2.- Indicadores obtenidos durante la

Perforación

3.- Perfiles obtenidos mediante cable

2.10.2 ¿Qué es una surgencia?

Si se la reconoce y se la controla a tiempo,

una surgencia puede ser manejada y

eliminada del pozo de manera segura, si se

la deja proseguir puede tomarse

incontrolable.

Se la conoce también con el nombre de

reventón y cuando está se subsana se la

conoce como amago de descontrol.

2.10.3 Presión total de

sobrecarga

Se define como la suma

total del peso de la carga

litostática de todos los

estratos en función de su

espesor

2.11 POROSIDAD

Para que un yacimiento sea atractivo

comercialmente deberá tener una

porosidad suficiente para almacenar

un volumen apreciable de

hidrocarburos.

Esta puede expresarse en porcentaje

o en fracción decimal y

matemáticamente se define mediante

la siguiente ecuación:

Conectada: poros conectados por un

solo lado.

Interconectada: poros conectados

por varios lados.

Aislada: poros aislados.

Una roca con una empaquetamiento

cúbico, con buenas características de

esfericidad y uniformidad, presenta una

porosidad máxima de 47.6%.

Arreglos conformados por granos

idealmente esféricos

Otra roca con características similares y

con empaquetamiento romboédrico

presentara una porosidad máxima de

26 %.

Mientras que un empaquetamiento

cúbico con dos tamaños de grano

presentará una porosidad máximo de

12.5 %.

2.12.- PERMEABILIDAD En la industria petrolera es mas utilizado el

milidarcy (mD), por lo tanto un Darcy se define

como aquella permeabilidad que permite el

flujo de 1cc. de fluido por 1seg con una

viscosidad de 1cp (centipoise) a través de un

área de 1 cm2 bajo una gradiente de presión

de 1atm/cm.

La ley de Darcy sólo es válida cuando no hay

reacciones química entre el fluido y la roca, y

cuando hay una sola fase rellenando los

poros.

Permeabilidad efectiva

Permeabilidad relativa

Permeabilidad absoluta

Cuando dos o más líquidos inmiscibles

(por ejemplo agua y petróleo) están

presentes en la formación, sus flujos se

interfieren mutuamente; por lo tanto,

se reduce la permeabilidad efectiva

para el flujo de petróleo (Ko) o para el

flujo de agua (Kw).

Por lo general, a mayor porosidad

corresponde mayor permeabilidad,

aunque esto no siempre es así.

La permeabilidad del suelo suele

aumentar por la existencia de fallas,

grietas u otros defectos estructurales.

La permeabilidad en el SM se mide en cm2 o

m2.

La unidad derivada de la Ley de Darcy es el

darcy, y habitualmente se utiliza el milidarcy.

Donde la conversión de Darcy a m² es:

1 Darcy = 9,86923 . 10ˉ ¹³ m².

La permeabilidad de Darcy se mide, en

cambio, en unidades de velocidad:

cm/segundo o m/segundo.

2.13 SATURACIÓN DE FLUIDOS

En términos geológicos, las capas

subterráneas se llaman "formaciones" y están

debidamente identificadas por edad, nombre

y tipo del material rocoso del cual se

formaron.

Esto ayuda a identificar los mantos que

contienen las ansiadas rocas sedimentarias.

Las "cuencas sedimentarias"

son cubetas rellenas de

sedimentos, que son las únicas

rocas donde se pueden

generar hidrocarburos

(conforme a la teoría de

Engler) y donde en general se

acumulan.

En pocos casos se dan acumulaciones de

petróleo y gas en rocas graníticas.

El tamaño de estas cubetas varía en

decenas de miles de kilómetros cuadrados,

y el espesor generalmente es de miles de

metros, alcanzando hasta 7.000 metros.

Estas cubetas se encuentran rodeadas por

zonas de basamento (que rara vez

contienen petróleo).

Generalmente se determina la

saturación del agua Sw a partir de esta

se determina la saturación de los

hidrocarburos a través de la siguiente

fórmula:

SH = 1 – Sw

2.14. Gradiente de Temperatura

El gradiente geográficamente puede

cambiar de una zona a otra, inclusive

puede hacerlo lateralmente dentro de

una misma unidad estratigráfica, las

mediciones de temperatura se las hace

utilizando un sensor de temperatura que

se baja al pozo en perforación, cuando

esté se encuentra en equilibrio térmico.

2.15 Densidad de los crudos Por razones practicas de medición y

comercialización del crudo el Instituto

Americano del Petróleo (American

Petroleum Institute) ideó la formula

¿Qué es el 0.052 o el 0.0000981? (bar/mt)

Es un factor de conversión de la densidad de un

fluido en un gradiente de presión, llegamos a la

cifra 0.052 utilizando un cubo de 1 pie de medida

(1 pie2 * 1 pie de alto). Se llena el cubo con un

fluido y será necesario 7.48 galones para llenar

el mismo.

2.16 Densidad de los gases

Para calcular la densidad de los gases

se puede utilizar la expresión de los

gases reales PV= ZnRT En donde Z es

un factor de compresibilidad el cual es

un factor de corrección del

comportamiento ideal de los gases al

comportamiento real.

2.17 Gradiente de presión La gradiente de presión es el aumento

de presión por unidad de profundidad

para ella utilizaremos (lb/gal) LPG para

la densidad y pies para medir la

profundidad

∆P = Ph –Pf * Factor