MatII-Bruño2009-I-ALGEBRA-Tema 04. Sistemas Lineales Con Parametros
TEMA 2 Parametros Formacionales.pdf
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Ing. LITZY GASTELÚ HERRERA 14/FEB/2012 *
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Ing. LITZY GASTELÚ HERRERA
14/FEB/2012
*
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
