Conceptos Básicos Sobre Reservorios

7/24/2019 Conceptos Bsicos Sobre Reservorios

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TEMA N 1

CONCEPTOS BSICOS SOBRE RESERVORIOS

1.1 Introduccin

La petrofsica es el estudio de las propiedades fsicas y qumicas de las rocas y la

interaccin entre rocas y los fluidos que contiene (gases, hidrocarburos lquidos,

hidrocarburos gaseosos y soluciones acuosas). 1 La petrofsica envuelve la

integracin de informacin proveniente de muestras de ncleo, fluidos, perfiles,

ssmica, y otros para permitir la prediccin y comprensin de las caractersticas y

comportamiento del reservorio durante su vida productiva. En la exploracin yexplotacin de hidrocarburos o agua, las propiedades que ms interesan a los

ingenieros, gelogos y geofsicos son las siguientes:

Porosidad

Saturacin

Permeabilidad

Contactos de fluidos

Volumen de esquistos

Profundidad de las zonas productoras

Propiedades fsicas de rocas y fluidos

Propiedades qumicas de rocas y fluidos

Movilidad de los fluidos

La necesidad de obtener todas las propiedades mencionadas ayuda a responder las

siguientes preguntas:

Existen espacios entre las rocas donde puedan existir fluidos?(porosidad).

1Modificado de Tiab y Donaldson, pag. 1, 1996.
http://www.iceni.com/unlock-pro.htm


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Que porcentaje de los poros esta lleno con el fluido que nosinteresa? (saturacin).

Que caractersticas tienen los fluidos que existen en el reservorio?(qumica).

Pueden estos fluidos moverse? (movilidad).

La petrofsica hace uso de varias fuentes de informacin para obtener parmetrospetrofsicos tales como: porosidad, permeabilidad y saturaciones. Los perfiles,

muestras de ncleo, datos de produccin y medicin de presiones proporcionan

mediciones cuantitativas de los parmetros petrofsicos de la formacin en las

cercanas del pozo para luego integrar toda esta informacin. Con la integracin de

esta informacin la petrofsica obtiene propiedades fsicas como la porosidad,

permeabilidad y saturaciones. Estas propiedades son fundamentales en la

generacin de modelos geolgicos en los simuladores. Generalmente la petrofsica

esta menos relacionada con el campo de la ssmica y concierne mas al uso de datos

provenientes de la evaluacin de pozos.

Figura 1-1.Fuentes de informacin para la obtencin de las propiedades de la formacin y fluidos.

Para estudiar estas propiedades es necesaria la introduccin de conceptos bsicos

como:

Fluidos del reservorio (hidrocarburos y agua)


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Trampas de reservorio (rocas impermeables)

Rocas reservorio o roca productiva (porosidad y permeabilidad)

1.2 Fluidos del reservorio

El petrleo crudo, gas natural y el agua son substancias que son de gran

importancia para los ingenieros petroleros. Aunque a veces estas substancias estn

en estado slido o semislido (usualmente a bajas temperaturas), ejemplos de estoson las parafinas, los hidratos de gas natural o crudos con punto de fluidezelevados (temperatura mas baja a que el crudo fluye cuando es sometido a la

reduccin de temperatura2). Los fluidos del reservorio mayormente se encuentran

en estado gaseoso o lquido o una mezcla de ambos.

Los fluidos de un reservorio se encuentran distribuidos de acuerdo a su densidad.

El fluido con menos densidad (gas natural) se encuentra en la parte superior del

reservorio, a continuacin esta el petrleo crudo y finalmente esta la zona de agua.

La interfase entre fluidos recibe su nombre de acuerdo a los fluidos que forman lainterfase, por ejemplo:

Interfase entre gas natural y petrleo crudo: contacto gas-crudo (GOC).

Interfase entre petrleo crudo y agua: contacto crudo-agua (OWC).

Interfase entre gas natural y agua: contacto gas-agua (GWC).

Es importante hacer notar que la zona de agua que se encuentra por debajo delcontacto crudo-agua o gas-agua contiene una saturacin de agua del 100 %. Pero,

en las zonas de petrleo crudo y gas natural tambin existe agua que al inici de la

extraccin de crudo es igual a la saturacin residual de agua, la cual esta ligada a la

presin capilar. El volumen de agua que contienen las zonas de petrleo crudo y

gas natural al iniciar la produccin es parte del agua que originalmente se

encontraba en la formacin porosa. La formacin porosa originalmente estaba

saturada al 100 % de agua, luego durante el proceso de migracin los hidrocarburos

desalojaron el agua hasta reducir su saturacin a una saturacin residual.

1.2.1 Gas natural

El gas natural junto con el petrleo crudo es uno de los fluidos que existen en el

reservorio y tiene valor econmico. Esta compuesto por hidrocarburos gaseosos o

que es lo mismo hidrocarburos livianos donde el metano ocupa el mayor porcentaje,

adems de hidrocarburos, la mezcla que forma el gas natural contiene otros

componentes no hidrocarburos tales como nitrgeno y cido sulfhdrico.

2Glossary of the Petroleum Industry, Tulsa, pag. 176, 2004.


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Los reservorios hidrocarburferos pueden contener gas natural en tres diferentes

condiciones. El gas natural puede estar solo o con cantidades insignificantes de

petrleo crudo, en estas condiciones el gas natural es conocido como gas natural no

asociado o gas natural libre. Cuando el gas natural esta en estas condiciones se

tiene un reservorio de gas natural y para explotarlo se procede a perforar pozos

hasta la zona de gas natural que fluye hacia la superficie a travs de los pozos

utilizando la energa natural que tiene (presin).

El gas natural tambin puede presentarse disuelto en el petrleo crudo, esto se dadebido a la presin del reservorio que no permite que el gas natural se separe del

petrleo crudo. En estas condiciones el gas natural es conocido como gas natural en

solucin y el reservorio es un reservorio de petrleo crudo. En este tipo de

reservorio puede existir una capa gasfera o tambin puede carecer de esta. Al

explotar este tipo de reservorios se iniciar con la extraccin de petrleo crudo por

su mayor valor comercial. El gas natural disuelto en el petrleo crudo es producido

juntamente con el crudo, esto continua hasta que la presin del reservorio es menor

a la presin del punto burbuja. En este punto la primera burbuja de gas natural se

desprende del petrleo crudo donde estaba disuelta y mas gas natural iraseparndose del petrleo crudo a medida que la presin del reservorio disminuya.

El gas natural que se desprende del petrleo crudo empieza a formar una capa

gasfera en el reservorio o incrementa la capa gasfera existente.

El gas natural existente en los reservorios es uno de los mecanismos de empuje que

proporciona presin para producir el petrleo crudo. Adems de ser uno de los

mecanismos de empuje para producir el petrleo crudo, el gas natural producido

con el crudo puede ser separado en la superficie y venderse por separado o

inyectarse en el reservorio para mantener la presin y mejorar la produccin decrudo. En general la recuperacin del gas natural es mucho mayor que la

recuperacin de petrleo crudo, pero en contraste su valor comercial es mucho

menor.

En los clculos realizados para el gas natural generalmente se utiliza la gravedad

especfica de este. La gravedad especfica esta relacionada con la densidad del gas

natural por que es la comparacin de la densidad del gas natural con la densidad de

una sustancia de referencia. La sustancia de referencia utilizada para el gas natural

es el aire seco. En forma de ecuacin esto se representa de la siguiente forma:

gas natural

gas natural gas natural

sustancia de referencia

= SG =

Para los gases es de uso comn el peso molecular, la ecuacin para gases ideales

nos permite poner la gravedad especfica del gas natural en funcin del peso

molecular. A continuacin se muestra los pasos para obtener la gravedad especfica

en funcin del peso molecular.


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La ecuacin de estado para gases ideales es:

mP V = n R T ; P V = R Ti i i i i i

M

La densidad de una sustancia es:

m=V

Introduciendo la densidad en la ecuacin de estado para gases ideales tenemos:

m mR T P M = R T

M Vi i i i

P M = R T

P V =i i

Despejando la densidad de la ecuacin:

P M=

R T

i

i

Donde:

: densidad

R: constante de los gases

T: temperatura

P: Presin

M: peso molecular

En el caso de los gases la sustancia de referencia generalmente es el aire seco,

entonces, las densidades para el gas natural y el aire seco son:

gas natural aire seco

gas natural aire seco

P M P M = ; =

R T R T

Reemplazando las densidades en la ecuacin de la gravedad especfica tenemos:


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gas natural

gas natural


aire secosustancia de referencia

P M

R T = SG = =

P M

R T

La temperatura y presin del gas natural y del aire seco son las mismas para

calcular la gravedad especfica, adems, Res una constante. Entonces, reduciendo

trminos se tiene:

gas natural gas natural M


sustancia de referencia aire seco

= SG = = M

Esta es la expresin mas utilizada para determinar la gravedad especfica del gas

natural. Una mezcla de aire seco contienen principalmente: nitrgeno, oxgeno y

cantidades pequeas de otros gases.

Tabla 1-1.Composicin aproximada del aire seco.Componente Formula Composicin molarNitrgeno N2 0,78

Oxgeno O2 0,21

Argn Ar 0,01

1,00

Utilizando la composicin de aire seco mostrada en la tabla 1-1 se puede obtener el

peso molecular del aire seco como se describe a continuacin.

[ ]n

i iM = y M i

[ ] [ ]2 2 2 2

n

aire seco i i N N O O Ar Ar

i = 1

M = y M = y M + y M + y M i i i i

i = 1

Donde:

yi: composicin molar del componente i

Mi: peso molecular del componente i

Calculando el peso molecular del aire seco se tiene:


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[ ] [ ] [ ] [ ]n

i i

i = 1

y M = 0,78 28,01 + 0,21 32,00 + 0,01 39,94 i i i i

[ ]

aire secoM =

n

aire seco i i

i = 1

lbM = y M = 28,97

lb-mol i

Un valor de 29,0 lb/lb-mol para el peso molecular del aire seco es considerado

suficientemente preciso para los clculos de ingeniera.

1.2.2 Petrleo crudo

El petrleo crudo es una mezcla de hidrocarburos pesados que se encuentran en

estado lquido. Al igual que el gas natural, el petrleo crudo tambin esta formado

por compuestos que no son hidrocarburos que estn presentes en cantidades

reducidas.

Tabla 1-2.Anlisis elemental del petrleo crudo.3

Elemento Formula Porcentaje (por peso)Carbono C 84 87

Hidrogeno H 11 14

Azufre S 0,06 2,0

Nitrgeno N2 0,1 2,0

Oxigeno O2 0,1 2,0

Los crudos son relativamente inmiscibles con el agua y la mayora de ellos son

menos densos, sin embargo, existen crudos cuya densidad es mayor a la del agua.

En los reservorio el petrleo crudo esta por encima del agua y por debajo de la capa

gasfera si esta existe.

Gravedad especifica de los crudos

La gravedad especfica de los crudos es utilizada para clasificar en grupos a los

crudos basndose en su densidad. La gravedad especfica relaciona la densidad del

crudo con la densidad de una sustancia de referencia. Para los lquidos la sustancia

de referencia es el agua dulce. La densidad de todas las sustancias varia en funcin

a la temperatura, por lo tanto se requiere que la densidad de la sustancia a medir y

la sustancia de referencia sean medidas especificando la temperatura (ambasdensidades medidas a la misma temperatura). Por ejemplo, cuando la gravedad

especfica es acompaada con (60/60) significa que la densidad del crudo y el

agua dulce fueron medidas a 60 F y a presin atmosfrica. Por lo tanto la ecuacin

para obtener la gravedad especfica de una sustancia es:

3McCain, W. D.: The Properties of Petroleum Fluids, pag. 3, 1990.


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su

sustancia sustancia

sustanci

= SG =

stancia

a de referencia

Para obtener la gravedad especfica de un crudo con referencia a la densidad del

agua dulce se tiene:

crudo

crudo crudo

agua dulce

=

in = g

= SG

En la industria petrolera es de amplio uso el gradiente de presin que es igual a la

densidad del fluido multiplicado por la gravedad, esto en forma de ecuacin es:

Gradiente de pres

Introduciendo la gravedad en la ecuacin de la gravedad especfica para un crudo

crudo

crudo crudo

agua dulce

g = SG =

g

crudo

crudo crudo

agua dulce

(g) = SG =

(g)

Esta ecuacin permite calcular la gravedad especfica de un crudo a partir delgradiente de presin del crudo o viceversa. El gradiente de presin del agua dulce

es siempre la sustancia de referencia para todos los crudos y tiene los siguientes

valores:

pagua dulce 3

si lbs lbs kPa(g) = 0,433 = 62,37 = 8,33 = 9,81

ft ft gal m

Gravedad API de los crudos

La gravedad API es una escala de la gravedad especfica desarrollada por la

American Petroleum Institute para clasificar los hidrocarburos lquidos. La

gravedad API esta graduada en grados por un densmetro diseado de modo que la

mayora de los valores estn entre 10 y 70 grados API, pero si existen crudo que

tienen una gravedad API que no esta en este rango. La ecuacin que relaciona la

gravedad especfica con la gravedad API es:


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o

o

Agua dulce

(g)SG = =

(g) 131,5

141,5

+ API

o

141,5 131,5

SG

ce

API =

De estas ecuaciones podemos obtener el gradiente de presin de un crudo enfuncin de su gravedad especfica y en funcin de su gravedad API.

o o Agua dul(g) = SG (g)

o Agua dulce

141,5(g) = (g)

131,5 + API

La gravedad API clasifica a los crudos en livianos, intermedios, pesados y

condensados. Como se ve en la tabla 1-2, mientras menor sea la gravedad API, mas

pesado es el crudo. Lo rangos de esta clasificacin pueden variar de acuerdo a la

zona geogrfica, mercado y trminos del contrato de compra venta.

Tabla 1-3.Clasificacin de los crudos por su API.Tipo de crudo API

Condensado >40Liviano 30 - 39,9

Intermedio 22 - 29,9

Pesado 10 - 21,9

La gravedad API del agua dulce es igual a 10, si se reemplaza este valor en la

ecuacin que relaciona la gravedad especfica y la gravedad API se obtiene:

w(g) 141,5

SG = = = 1,0w

Agua dulce(g) 131,5 + 10

Si API , SG crudo liviano

Si API , SG crudo pesado

De acuerdo a la ecuacin que relaciona la gravedad API y el peso especfico de loscrudos varan de la siguiente manera:


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Figura 1-2.Variacin del grado API en funcin de la gravedad especfica de un crudo.

Esto se representa grficamente en la figura, la gravedad API es la unidad de

medida Standard en la industria petrolera para indicar la calidad del petrleo crudo

juntamente con el porcentaje de azufre.

Para los ingenieros petroleros dedicados al manejo de reservorios y produccin se

divide a los hidrocarburos en cinco tipos de fluidos. De esta clasificacin elpetrleo crudo se divide en dos tipos que son:

Crudo negro (black oil en Ingles): API = 30 40

Crudo voltil (volatile oil en Ingles): API = 45 70

1.2.3 Agua

Sin importar el tipo de reservorio hidrocarburfero el agua siempre esta presente enlas formaciones, por lo tanto el estudio del agua en los reservorios es importante

para los ingenieros petroleros. El agua que se encuentra en los reservorios siempre

contiene slidos disueltos, entre los slidos disueltos el principal es el cloruro de

sodio. Debido al elevado contenido de cloruro de sodio el agua de los reservorios

es tambin conocida con el nombre de agua salada.

El agua de los reservorios, as como el gas natural, es un mecanismo de empuje

importante cuando se tiene un acufero que proporciona un mecanismo que


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mantiene la presin del reservorio. Si el acufero que mantiene la presin del

reservorio existe, puede dividirse en dos clases:

1.

Agua de fondo en esta clase de mecanismo de empuje el

petrleo crudo tiene contacto por completo con el acufero.

2.

Agua marginal o de borde en esta clase de mecanismo de

empuje solo una parte del petrleo crudo esta en contacto con el

acufero.

Figura 1-3.Mecanismos de empuje por acufero.

1.3 Trampas que forman reservorios

Las trampas que forman reservorios estn formadas por barreras que detienen la

migracin de los fluidos hacia la superficie. El proceso natural de la generacin de

hidrocarburos y su migracin incluyen el movimiento del petrleo crudo y gas

natural hacia la superficie. Ambos, petrleo crudo y gas natural, son menos densos

que el agua que se encuentra en el subsuelo, por lo tanto, el petrleo crudo y el gas

natural tienden a moverse hacia la superficie. La migracin de hidrocarburos se

dificulta por las capas de roca sedimentaria las cuales varan en sus caractersticas

tales como densidad, porosidad, permeabilidad, etc.

Si los hidrocarburos que migran no encuentran ninguna barrera (trampa),

eventualmente se filtran hacia la superficie de la tierra. La trayectoria de migracin

puede realizarse por un estrato continuo de alta permeabilidad o a travs de

fracturas naturales existentes en rocas impermeables.


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Para acumular hidrocarburos en cantidades comerciales, los hidrocarburos deben

ser atrapados en el subsuelo por una roca porosa y permeable que tiene por encima

un estrato impermeable (capa sello) que detenga la migracin de los hidrocarburos.

Las trampas ocurren donde un estrato o caracterstica geolgica no permeable

detiene la migracin de hidrocarburos, los factores ms importantes en la

formacin de una trampa son:

Litologa

Geometra

Tamao de los granos

Porosidad

Ejemplos de rocas que forman buenas trampas son las lutitas y las formaciones

salinas por que estas tienen baja porosidad y granos finos. Los gelogos han

clasificado las trampas de hidrocarburos en cuatro clases bsicas que son:

1. Trampas estructurales

2.

Trampas estratigrficas

3. Combinacin de trampas

4. Trampas hidrodinmicas

En la localizacin de estas estructuras se utilizan las ondas ssmicas al viajar a

travs de estratos; estas ondas se reflejan de diferente manera dependiendo del tipo

de roca y su geometra. Las ondas ssmicas se generan en la superficie y se miden

las ondas reflejadas con una serie de gefonos.

Debe ser claro que la localizacin de estas estructuras geolgicas no significa que

se hayan localizado depsitos de petrleo crudo o gas natural, la localizacin de

estas estructuras indican zonas que tienen potencial hidrocarburfero y que merecen

ser exploradas en busca de depsitos de hidrocarburos en cantidades comerciales.

4

1.3.1 Trampas estructurales

El estudio de las estructuras geolgicas es muy importante para la geologa

petrolera, las trampas estructurales son formadas por la deformacin de los estratos

despus de ser depositados. Los estratos pueden ser deformados por plegamientos o

fallas geolgicas. Dos ejemplos comunes de trampas estructurales son:

4Profile of the Oil and Gas Extraction Industry, Office of Compliance Office of Enforcement and Compliance Assurance U.S. Environmental Protection Agency, Octubre 1999.


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Trampa por anticlinal

Trampa por falla geolgica

Trampa por anticlinal

Una de las clases de trampas ms simples y fciles de entender es la trampa por

anticlinal. Estratos que inicialmente fueron depositados horizontalmente son

deformados por fuerzas compresivas laterales que ocurren en la corteza terrestre,estas fuerzas comnmente causan que las rocas sedimentarias se plieguen (doblen)

y formen anticlinales y sinclinales. Si un estrato permeable es recubierto por un

estrato impermeable, entonces una trampa y un reservorio son creados en la parte

superior del anticlinal. La mayor parte de los viejos y grandes reservorios en el

mundo estn formados por estos anticlinales o reservorios anticlinales.

Trampa por falla geolgica

El movimiento migratorio de los hidrocarburos es hacia la superficie y puede serdetenido por una falla geolgica crendose una trampa por falla. Algunas fallas

geolgicas forman perfectas barreras para el flujo y son conocidas como fallasselladoras. Sin embargo, muchas fallas geolgicas no detienen por completo elflujo migratorio de los hidrocarburos, quizs la migracin solo es retardada

cambiando la direccin del flujo. A veces, las fallas geolgicas aceleran el flujo

hacia la superficie de los hidrocarburos. El sellado en una falla geolgica puede ser

creado de dos formas:

1.

Un masivo movimiento o desplazamiento a lo largo de la fallapuede moler las rocas y se forma una capa impermeable que

detienen el proceso de migracin de los hidrocarburos.

2.

Un estrato impermeable puede ser desplazado por la falla y situarla

sobre el estrato permeable, entonces el estrato impermeable

previene que el gas natural o petrleo crudo escape hacia la

superficie.

1.3.2 Trampas estratigrficas

Una trampa estratigrfica es creada al borde de la deposicin de un estrato

permeable, eso significa, donde existan cambios estratigrficos de rocas

permeables a rocas impermeable pueden crearse trampas estratigrficas. El estrato

permeable esta rodeado por rocas impermeables, creando la trampa y el reservorio.

Dos tipos comunes de trampas estratigrficas son:

Trampa por disconformidad


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Trampa por estructura acuada

Trampa por disconformidad

Una trampa por disconformidad es creada cuando rocas sedimentarias son

inclinadas, erosionadas y luego cubiertas por un estrato mas joven. Si los

sedimentos jvenes son impermeables en la disconformidad, se sella efectivamente

y una trampa es creada en la parte superior de los estratos inclinados.

Trampa por estructura acuada

El borde o lmite del estrato permeable es llamado estructura acuada (monoclinal).

Esta clase de reservorios son muy comunes y numerosos pero generalmente sus

dimensiones son menores a las dimensiones de los reservorios formados por un

anticlinal.

1.3.3 Combinacin de trampas

La combinacin de trampas es formada por efectos estructurales y estratigrficos,

donde ninguna de las dos clases de trampas controla totalmente la geometra del

reservorio. En general la mayora de los reservorios estn formados por una

combinacin de trampas estructurales y estratigrficas.

1.3.4 Trampas hidrodinmicas

Las trampas hidrodinmicas son raras y son mencionadas para dar una clasificacin

completa de las clases de trampas que existen. Esta clase de trampas se forman porel flujo del agua (acuferos) en los reservorios, donde el agua retiene a los

hidrocarburos en lugares donde no se podran retener de otra manera. En la figura

1-2 no existen trampas estratigrficas o estructurales, tambin, ntese que el

contacto crudo-agua no es horizontal y esta inclinado en la direccin del flujo de

agua. Adems, la acumulacin de hidrocarburos depende totalmente del continuo

flujo de agua, si el flujo de agua se detiene el petrleo crudo continuara con su

proceso de migracin. Esta es la razn por la cual este tipo de trampas son muy

raras; el flujo de agua en el subsuelo (acufero) no suele durar mucho tiempo

hablando en tiempo geolgico.

La determinacin del tipo de trampa y la estructura del reservorio son crticos para

el desarrollo (explotacin) del reservorio; por ejemplo, es importante conocer el

tipo de trampa y la estructura geolgica del reservorio para determinar la

localizacin de nuevos pozos ya sean pozos productores o de inyeccin.


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1.4 Domos de sal

Un domo de sale es formado cuando una gran cantidades de minerales

especialmente sales o halita se mueve hacia la superficie debido a efectos de

flotacin. Los domos de sale generalmente se mueven hacia la superficie a travs

de fracturas o zonas que son estructuralmente dbiles. La importancia de los domos

de sal en la industria petrolera esta en los efectos del movimiento del domo de sal,

al moverse a la superficie el domo de sal va formando anticlinales y otras

estructuras geolgicas que pueden atrapar hidrocarburos.

Formaciones gruesas de roca salina existen en diversos lugares del mundo y son

llamadas domos salinos o cpulas salinas. La sal que compone este tipo de

formaciones es precipitada de antiguos ocanos salinos, debido a que las

formaciones salinas tienen una densidad menor a la densidad de los materiales

(rocas y fluidos) que la rodean, el domo salino tiende a fluir como si fuera un

fluido viscoso. En efecto, la sal fluye muy lentamente cuando es expuesta a

elevadas temperaturas y altas presiones las cuales son comunes en el subsuelo.

1.4.1 Formacin de trampas de hidrocarburos

Al igual que los hidrocarburos la sal trata de escapar hacia la superficie de la tierra.

En muchas reas la sal alcanza la superficie y es extrada para usos comerciales.

Mientras la sal se mueve lentamente hacia la superficie, la masa intrusita levanta

los sedimentos superiores causando que los estratos se deformen. Las

deformaciones de los estratos debido al flujo de formaciones salinas tienen un

papel importante en la localizacin de reservorios hidrocarburferos.

Numerosas fallas normales son creadas alrededor y a lo largo de los costados

(lados) de la masa de sal por el movimiento de la formacin salina. Los sedimentos

que se encuentran por encima de la masa de sal son fracturados formando fallas

normales por tensin en las capas que son estiradas y un domo anticlinal es creado

en la parte superior de la masa de sal.

El resultado de la masa de sal movindose hacia la superficie a travs de los

sedimentos, es la creacin de varios reservorios de gas y petrleo crudo, creados

por diferentes clases de trampas. La geologa que rodea el domo de sal es muycompleja, pero, es necesario hacer una caracterizacin correcta para maximizar la

explotacin de los depsitos de crudo y gas natural.

1.4.2 Usos de los domos de sal

Los domos salinos adems de crear trampas para la acumulacin de hidrocarburos,

tambin son usados como depsitos. En los domos salinos pueden existir cavernas,


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las cuales pueden ser naturales o crearse de forma artificial. Generalmente se crean

cavernas en los domos de sal para dos propsitos:

Para almacenar hidrocarburos

Para depositar desperdicios

El uso de los domos de sal como depsitos se debe a la alta proteccin que estos

proporcionan, adems sus dimensiones son bastante considerables. El uso de esascavernas para el depsito de hidrocarburos lquidos y gaseosos tuvo inicio en

Canad en la dcada de los 40s durante la segunda guerra mundial.5

Las cavernas de sal son formadas por un proceso conocido como solution mining(en Ingles). Este proceso consiste en la perforacin de un pozo hasta entrar en

contacto con el domo de sal; una ves que se tiene contacto con el domo de sal se

inyecta agua por la tubera de produccin la cual disuelve la sal que luego es

transportada hacia la superficie por el espacio anular que existe entre la tubera de

produccin y la tubera de revestimiento.

Para lograr la forma de caverna en el domo de sal se procede con una combinacin

de circulacin de agua directa y reversa. La circulacin de agua directa se refiere a

la inyeccin de agua por la tubera de produccin y extraccin del agua con sal

disuelta por el espacio anular. Durante la circulacin reversa se inyecta agua por el

espacio anular y se extrae el agua por la tubera de produccin. Otro proceso que se

sigue para la formacin de cavernas es la perforacin de dos pozos; la inyeccin de

agua se alterna entre los dos pozos hasta formar la caverna.

Los procesos de perforacin y produccin para la extraccin de hidrocarburos

generan diferentes tipos de materiales considerados como desperdicios, los cuales

deben ser desechados de forma que no daen el medio ambiente.

Uno de estos desperdicios es el agua salada que es producida junto con el petrleo

crudo y el gas natural. Usualmente esta agua salada es reinyectada al reservorio

para mantener la presin del reservorio. Sin embargo, otro tipo de desperdicios que

contienen ms slidos y aceites no son buenos para la re-inyeccin.

Entre los desperdicios que no pueden ser re-inyectados al reservorio estn:

Los fluidos de perforacin.

Las cortaduras resultantes del trabajo de perforacin.

Arenas producidas con fluidos.

5Bays C. A.: Use of Salt Solution Cavities for Underground Storage, Symp. On Salt, Northern Ohio Geol Soc. (1963) 564.


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Slidos que se depositan en el fondo de los tanques dealmacenamiento.6

1.5 Rocas reservorio

Una roca reservorio es una roca existente en el subsuelo con suficiente porosidad y

permeabilidad de modo que pueda almacenar y transmitir fluidos. De los tres tipos

principales de rocas, las que mayormente presentan estas caractersticas favorables

para ser rocas reservorio son las rocas sedimentarias por que estas tienen unaporosidad mayor a las rocas gneas o metamrficas. Adems, las rocas

sedimentarias se presentan en condiciones (presin y temperatura) donde los

hidrocarburos pueden conservarse. Estas son las razones por las que los trabajos de

exploracin generalmente se dedican a estudiar las cuencas sedimentarias

(sedimetary basin en Ingles).

La existencia de rocas reservorio es evidenciada mediante levantamientos

geolgicos de la superficie, anlisis de pozos, estratigrafa, sedimentologa y

estudios ssmicos. Cuando es detectado un sistema hidrocarburfero, del cual formaparte la roca reservorio, se procede a perforar pozos exploratorios para determinar

si existen hidrocarburos en la formacin.

Las rocas reservorio tambin conocidas como rocas productivas deben tener ciertas

caractersticas para poder almacenar cantidades comerciales de hidrocarburos. Para

determinar si una roca es una buena roca reservorio se deben considerar las

siguientes caractersticas:

Tipo de roca (clasificacin)

Capacidad para almacenar fluidos (porosidad)

Capacidad de flujo (permeabilidad)

Contenido de arcilla (reduccin de permeabilidad)

1.5.1 Tipo de roca

Dependiendo del tipo de roca reservorio el volumen de hidrocarburos atrapados

puede variar. Existen diferentes tipos de rocas capaces de almacenar hidrocarburos,

de todas estas las mas importantes son:

Arenisca (sandstone en Ingles)

Caliza (limestone en Ingles)

6An Introduction to Salt Caverns and their use for disposal of oil field wastes, U.S. Department of Energy, National Petroleum Technology Office, Septiembre 1999.


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Dolomita o doloma (dolomite en Ingles)

Arenisca

Las areniscas son rocas sedimentarias compuestas primordialmente de cuarzo y/o

feldespato, dos de los minerales mas comunes en la corteza terrestre. El color de la

arenisca es variable y depende del contenido mineralgico y de impurezas que

tiene la roca, pero los colores mas comunes son el amarillo, caf, gris, rojo y

blanco. La dureza de la arenisca vara de acuerdo al material que cementa losgranos, entre los materiales que cementan estn: carbonato de calcio, xidos de

hierro y slice.

Las areniscas son formadas generalmente en ocanos, ros y lagos, pero tambin

son formadas en desiertos. En estos ambientes se van depositando los sedimentos

por miles o millones de aos formando estratos. Con el tiempo estos estratos son

sepultados debajo de varios estratos expuestos a presiones elevadas solidificando

los estratos de sedimentos formando formaciones de areniscas.

Figura 1-4.Diagrama ternario para la clasificacin de areniscas.

El cuarzo es el principal componente de las areniscas por varias razones, entre estas

estn:

El cuarzo es altamente resistente.


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El cuarzo es qumicamente estable y con una solubilidad baja en agua.

El feldespato es un mineral comn en rocas gneas y metamrficas pero en las

areniscas solo existen en porcentajes de 10 a 15 %. Esto se debe a que el feldespato

es menos estable que el cuarzo en condiciones cercanas a la superficie. Debido a

esta inestabilidad en ambientes sedimentarios, los feldespatos presentes en las

areniscas presentan seales de alteracin.

Los fragmentos de rocas lticos a diferencias del cuarzo son inestables enambientes sedimentarios pero son una excelente fuente de informacin para

determinar el origen de la roca arenisca que los contiene.

La porosidad en las areniscas se va reduciendo a medida que la profundidad se

incrementa. La tasa a la cual se va reduciendo la porosidad de la roca depende del

tipo de arenisca. Por ejemplo:

Las areniscas maduras conservan su porosidad de mejor manera que

las areniscas inmaduras.

Las areniscas con granos distribuidos deficientemente (contenido dearcillas) tienden a compactarse mas rpidamente que las areniscas

con granos distribuidos de forma mas eficiente.

Otros factores que afectan la porosidad de las areniscas son la presin y

temperatura in-situ. Por ejemplo:

Gradientes geotrmicos elevados aceleran las reaccionesdiagenticas acelerando el proceso de cementacin, por lo tanto,

cuando la temperatura se incrementa rpidamente a medida que la

profundidad aumenta, la porosidad de las areniscas se reduce con

mayor rapidez.

Presiones anormales en las formaciones pueden reducir lacompactacin de sedimentos preservando la porosidad de la arenisca.

Caliza

La caliza es una roca sedimentaria compuesta primordialmente por calcita

(carbonato de calcio, CaCO3). El origen de la mayor parte de la calcita existente en

las calizas son organismos marinos. La caliza compone un 10 % del total de rocas

sedimentarias existentes en la corteza terrestre. El color de las calizas puras o con

grado de pureza elevado es blanco, si la piedra contiene impurezas tales como

arcillas, arenas, restos orgnicos, xidos de hierro y otros materiales, las calizas

pueden presentar colores diferentes al blanco.


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Figura 1-5.Curvas de porosidad versus profundidad para calizas y dolomitas.

Dolomita (doloma)

El nombre de dolomita es utilizado para nombrar a un tipo de roca y tambin a un

mineral, tambin es conocido como doloma. Este tipo de roca es una de las mas

comunes para formar reservorios de petrleo y gas natural. Esta es una roca

sedimentaria de origen qumico cuya composicin qumica es carbonato de calcio y

magnesio. Inicialmente era confundida con la roca caliza pero en el siglo XVIII el

gelogo francs Dolomieu distingui los dos tipos de roca. La doloma debe

contener como mnimo un 50% de dolomita (el mineral), de lo contrario es una

caliza dolomtica.


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Dos razones por las cuales estas rocas forman buenos reservorios son: las dolomas

forman formaciones porosas y se presentan en capas o estratos de grosor

considerable que se extienden por cientos de metros, tambin pueden formar

macizos como por ejemplo los Alpes Dolomticos.

1.5.2 Capacidad de almacenar fluidos

La capacidad de almacenar fluidos o el espacio disponible en las rocas para que se

acumulen el petrleo o gas natural esta determinado por la porosidad. La porosidades de gran importancia en los clculos de reservas de petrleo crudo y gas natural;

y las reservas probadas son uno de los factores que determinan el valor de las

empresas petrolera.

La porosidad de una roca esta definida por la siguiente ecuacin:

p

T

V= =

Volumen total de la roca V

Volumen de poros

( )P T gV = V V

Donde:

Vp= Volumen de los poros

VT= Volumen total

Vg= Volumen de los granos de la roca

La porosidad de las rocas puede relacionarse con el tipo de roca. Por ejemplo, las

rocas sedimentarias tienen mayor porosidad que las rocas gneas o metamrficas.

Esta es una de las razones por las que las exploraciones petroleras generalmente se

llevan a cabo en cuencas sedimentarias. La porosidad en rocas sedimentarias es

dependiente de: tamao de los granos, forma de los granos, distribucin del tamao

de granos y grado de cementacin.

1.5.3 Capacidad de flujo

La capacidad de flujo se refiere a una propiedad de las rocas conocida como

permeabilidad. La permeabilidad es una propiedad de la roca que permite

determinar la capacidad que tiene la roca para dejar fluir fluidos a travs de la

misma. La permeabilidad fue introducida por el francs H. Darcy que estudio el

flujo de agua en un medio poroso y el cual es considerado el primer ingeniero de


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reservorios experimental. La Ley de Darcy para flujo horizontal en forma de

ecuacin se representa de la siguiente forma:

=k A P

QL

i i

i

Esta Ley muestra de relacin entre la permeabilidad del medio poroso y el caudal

de fluidos. El caudal de fluidos es uno de los factores determinantes de lasganancias que puede proporcionar un campo petrolero. Por lo tanto, la

permeabilidad es una de las propiedades mas importantes del reservorio y los

ingenieros pasan considerable tiempo determinando su permeabilidad.

1.6 Temperatura de un reservorio

La medicin de la temperatura del subsuelo en sus inicios fue realizada para la

industria de la minera. El propsito de estas mediciones era determinar gradientes

geotrmicos de las zonas mineras para establecer lmites seguros para lostrabajadores. Estas mediciones fueron realizadas a profundidades reducidas, con el

desarrollo de la industria petrolera se permiti mediciones de temperatura a

grandes profundidades. Adems, el desarrollo de termmetros elctricos mejoro la

precisin de las mediciones. El primero en introducir una evaluacin de

temperatura en la industria fue Schlumberger utilizando equipos de medicin

continua en los aos 1930s. Estas evaluaciones de temperatura tuvieron diferentes

usos en las etapas de diseo de pozos, reparacin de pozos y produccin. La

utilizacin de registros de temperatura se hizo comn a partir de la publicacin de

Hubert Guyod en 1946 donde se presentaron teoras y varios usos de los registrosde temperatura.7

La temperatura de las formaciones se incrementa a medida que se incrementa la

profundidad y la temperatura de un reservorio de petrleo crudo o gas natural es

variable segn las coordenadas de la seccin del reservorio; existe una variacin de

temperatura cuando se producen los fluidos del reservorio. Sin embargo, en la

mayora de los estudios de reservorios se considera que la temperatura promedio

del reservorio es constante. Esta consideracin se la realiza asumiendo que el

cambio de temperatura sufrido en el reservorio debido a la extraccin de fluidos esreestablecida por la temperatura del entorno que rodea al reservorio. Por lo tanto,

en los clculos de balance de materia y otros, generalmente se asume que el

reservorio es un sistema isotrmico.

La consideracin explicada anteriormente no es aplicable cuando se utilizan

algunos mtodos de recuperacin mejorada, como por ejemplo la inyeccin de

vapor en el reservorio. Este mtodo de recuperacin mejorada esta en la categora

7Prensky, S.: Temperature Measurements in Boreholes: An Overview of Engineering and Science Applications, U.S. Geological Survey, Denver, Colorado, 1992.


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de EOR termal, esto quiere decir que durante esta etapa de la produccin de crudo

se incrementa la temperatura del reservorio para mejorar las produccin. Otro

mtodo de EOR de esta categora es la combustin in-situ.

La determinacin correcta de la temperatura de la formacin o formaciones

productoras es importante en la explotacin de hidrocarburos por que tiene efectos

en diversas etapas, por ejemplo, la temperatura puede influir en las siguientes

etapas:

Perforacin de pozos

Anlisis de registros

Produccin de fluidos

1.6.1 Conductividad trmica

La conductividad trmica es una propiedad fsica de las rocas y fluidos que varadependiendo de la composicin de la roca y/o el tipo de fluido que esta tiene en sus

poros. Esta propiedad permite determinar la capacidad de las rocas o fluidos de

dejar pasar calor.En otras palabras, la conductividad trmica es la capacidad de loselementos de transferir el movimiento cintico de sus molculas a sus propias

molculas adyacentes o a otros elementos con los que esta en contacto o estn

cercanos.

La expresin que describe la transmisin de calor es conocida como Ley de Fourier

y es descrita por la siguiente ecuacin:

dQ dT= K A

dt dxi

Donde:

dQ/dt: tasa de transferencia de calor

K: coeficiente de conductividad trmica

A: rea perpendicular a la direccin del flujo

dT/dx: gradiente de temperatura

La conductividad trmica de las formaciones generalmente es medida a partir de

muestras de ncleo, cortaduras extradas del pozo o registros de pozos. La
http://es.wikipedia.org/wiki/Elementohttp://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_cin%C3%A9ticahttp://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_cin%C3%A9ticahttp://es.wikipedia.org/wiki/Elemento


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conductividad trmica medida en las muestras de ncleo y cortaduras se realiza en

un laboratorio, mientras que la medicin de los registros es in-situ.

Las mediciones en laboratorio pueden llevarse a cabo mediante dos mtodos:

Mtodo de Searles bar

Mtodo de sondeo de aguja (needle probe en Ingles)

1.6.2 Importancia de la temperatura en la perforacin y produccin

La medicin de la temperatura durante las etapas de perforacin y produccin es

altamente importante por que puede afectar diversos trabajos que se realizan

durante estas etapas. A continuacin se describe el uso de los datos de temperatura

en diversos trabajos o fases de la perforacin de un pozo y produccin de fluidos

de un reservorio.

Cementacin de tuberas de revestimiento despus delposicionamiento de la tubera de revestimiento en el pozo, se procede con

su cementacin. La cementacin es un proceso exotrmico que produce

una anomala trmica, por lo tanto es necesario conocer la temperatura de

la formacin para disear un trabajo de cementacin correcto. Adems, los

datos de temperatura son utilizados para: disear las lechadas de cemento,

localizar la profundidad de las zonas cementadas y para detectar canales o

grietas en el cemento.

Diseo de la terminacin de pozo los datos de temperatura sonutilizados para determinar la estabilidad de los tubulares (tuberas de

perforacin, tuberas de revestimiento y tuberas de produccin), esto con

el objetivo de evitar la flexin de los tubulares debido a esfuerzos termales.

Tambin se requiere conocer la temperatura de las formaciones para

disear los obturadores de empaque (packers en Ingles), cabezales de pozo

y equipo de produccin.

Evaluacin de fracturas y estimulacin de pozos con los datos de

temperatura se puede localizar fracturas naturales de las formaciones ytambin se pueden evaluar fracturas creadas artificialmente para mejorar la

produccin de fluidos. Este ltimo se logra mediante el anlisis de los

datos de temperatura antes y despus del tratamiento de fractura; al

comparar los datos antes y despus del tratamiento se presenta una

anomala producida por el contraste en temperatura del fluido inyectado

para el trabajo de fractura y el fluido de la formacin. La estimulacin de

pozos mediante tratamiento con cido tambin puede ser evaluada con los

datos de temperatura. La reaccin que ocurre entre el cido inyectado y la


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formacin es una reaccin exotrmica, por lo tanto se genera una anomala

trmica. Estas anomalas trmicas pueden ser analizadas en los datos de

temperatura por lo que se puede realizar una evaluacin del trabajo de

acidificacin.

Produccin de fluidos los fluidos que ingresan en el pozo durante laetapa de produccin hace que la temperatura en los tubulares vari. Por

ejemplo, los fluidos que se mueven del reservorio hacia los pozos

productores tienen mayor temperatura que los fluidos que se inyectan porlos pozos inyectores. Luego, el gas natural que se produce por los pozos

presenta una reduccin de temperatura debido a la expansin del gas

natural, la cual se debe a la reduccin de presin. Por el contrario, el gas

natural que se suele inyectar en reservorios de crudo para mantener la

presin del reservorio causa un incremento de temperatura debido a la

compresin. Todos estos cambios de temperatura ayudan a determinar las

profundidades donde se producen e inyectan fluidos y deteccin de fugas

en la tubera de revestimiento.

1.6.3 Registros de pozos y temperatura

La determinacin de la temperatura de la formacin productora es importante en el

anlisis de registros de pozos, por que la resistividad del lodo de perforacin, lodo

que invade la formacin y agua existente en la formacin vara en funcin a la

temperatura. Por esta y otras razones mencionadas anteriormente es comn realizar

registros de temperatura (temperature logging en Ingles) en el pozo.

Existen diversos sistemas para obtener registros de temperatura, entre estos estn:

Sistema de lnea elctrica este sistema tiene una conexin elctrica conla superficie y permite tomar lecturas continuas de la temperatura del pozo,

el factor que limita este tipo de sistema es el lmite de temperatura que

puede soportar el cable elctrico.

Sistema computarizado de censores de temperatura este tipo desistema fue desarrollado a finales de los aos 1980s. El equipo esta

compuesto por censores, bateras y una computadora, todas localizadas enun contenedor aislado. Este equipo se baja por el pozo mediante un cable

slido (slick-line en Ingles).

Sistema de censores de temperatura de fibra ptica distribuida (DTSpor sus siglas en Ingles) este sistema es el mas nuevo y se basa en el efecto

de dispersin estimulada de Raman en fibra ptica. Mediante la

determinacin de la intensidad de la dispersin de luz versus tiempo, la

temperatura de toda la longitud de la fibra ptica puede ser determinada.


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La ventaja mas notoria de este sistema es la posibilidad de medir la

temperatura del pozo de forma continua e instantnea, lo que hace que el

sistema DTS sea perfecto para monitorear el pozo en condiciones

dinmicas.8

Todos los equipos permiten producir registros de temperatura versus profundidad y

gradientes de temperatura versus profundidad.

Luego de determinar la temperatura de la formacin, se utilizan una grfica oecuaciones para corregir la resistividad de los diferentes fluidos a la temperatura

real de la formacin. La ecuacin de Arp es una aproximacin del diagrama

utilizado para corregir la resistividad, la ecuacin de Arp es la siguiente:

[ ]

[ ]

temp o

TF

f

R T + 6,77R = ; Profundidad en pies y temperatura en F

T + 6,77

[ ]

[ ]

temp o

TF

f

R T + 21,0R = ; Profundidad en metros y temperatura en C

T + 21,0

[

Donde:

RTF: resistividad a temperatura de formacin

Rtemp: resistividad a temperatura diferente de la temperatura de formacin

T: temperatura a la cual la resistividad fue medida

Tf: temperatura de formacin

Problema 1-1.Determinar la verdadera resistividad del agua de una formacin quetiene una temperatura de 166 F. El agua de la formacin registro una resistividad

de 0,04 ohm-m a una temperatura de 70 F.

Solucin

]

[ ]

[ ]

[ ]

temp

TF

f

R T + 6,77 0,04 70 + 6,77R = = = 0,018 ohm-m

T + 6,77 166 + 6,77

8

Wisian, K.W., Blackwell, D.D., Bellani, S., Henfling, J.A., Normann, A., Lysne, P.C., Frster, A y Schrtter, J.: How Hot Is It? A Comparison of Advanced TechnologyTemperature Logging Systems, Geothermal Resource Council Transaction, pag. 1-2, 1996.


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1.6.4 Determinacin de la temperatura

La temperatura de una formacin puede ser determinada conociendo las siguientes

variables: profundidad de la formacin, temperatura en el fondo del pozo (BHT),

profundidad total del pozo (TD) y la temperatura en la superficie. Para obtener una

ecuacin que ayude a calcular la temperatura a diferentes profundidades se parte de

la ecuacin de Fourier.

dQ dT= K A

dt dxi

La transferencia de calor que se da en la tierra desde el centro hacia la superficie es

constante en un rea determinada y no depende del factor tiempo, por lo tanto la

ecuacin de Fourier para la transferencia de calor a travs de estratos puede tomar

la siguiente forma:

dQdt

= Constante =A

C

Reemplazando en la ecuacin de Fourier tenemos:

dTK = C

dx

Ordenando la ecuacin y luego integrando se tiene:

2 2

1 1

T D

T D

C CdT = dx dT = dx

K K

[ ]2 1 2 1

CT T = D D

K

En esta ecuacin la temperatura con subndice 1 es la temperatura de la superficie a

una profundidad D1y la temperatura con subndice 2 es la temperatura de cualquier

estrato a una profundidad D2. Si se reemplaza la diferencian entre D2y D1por D se

tiene:

f o

CT = T + D

K


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Del anlisis anterior se tiene que:

G

C= = g

dx dx K

f o GT = T + g D

dT dTK = C

Reemplazando

Donde:

Tf: temperatura de la formacin

To: temperatura de la superficie

gG: gradiente de temperatura

D: profundidad de la formacin

Las unidades de las diferentes variables de la ecuacin generalmente varan de

acuerdo a las unidades del gradiente de temperatura, el cual tiene comnmente las

siguientes unidades: F/ft o C/m. El gradiente de temperatura de algunos tipos de

rocas se presenta en la siguiente tabla.

Tabla 1-4.Gradientes de temperatura para diferentes tipos de roca.Tipo de roca Gradiente de temperaturaArenisca (Sandstone) 1,2 F/100 pies

Caliza (Limestone) 0,9 F/100 pies

Lutita (Shale) 1,9 F/100 pies

Problema 1-2. Determinar la temperatura de la formacin productora A que seencuentra a una profundidad de 2500 pies. La temperatura de la superficie es 60 F,

adems, la temperatura de la formacin productora B, cuya profundidad es 2850

pies, es de 77,1 F.

Solucin

Para la formacin B

F o GT = T + g D

o o

G77,1 F = 60 F + g 2850 fti


29/29

o o o o60 F F F

= 0,006 = 0,6

ft ft 100 ft

G

77,1 Fg =

2850

Para la formacin A

oFo

A

oT = 60 F + 0,006 2500 ft =

ft75 Fi

Figura 1-6.Cambio de temperatura segn el tipo de roca.

Conceptos Básicos Sobre Reservorios

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