Yacimientos de Petróleo

El daño puede estudiarse mediante el análisis de transigentes de presión. Las principales y más comunes causas de la existencia de un daño de formación, y las respectivas consideraciones para Minimizarlo es: Perforación: Es el principal motivo de daño en la formación, tiene que ver con la infiltración del lodo de perforación, de sólidos del cutting y el revoque. Para minimizarlo es conveniente atravesar las formaciones productivas en el menor tiempo posible, para evitar el prolongado contacto del lodo con la formación; que el lodo contenga la menor cantidad de sólidos posibles, tanto agregados como del cutting; y que los fluidos de perforación no interaccionen ni química ni físicamente con la roca reservorio. - Entubación: Es muy común, sobre todo en la zona de la cuenca austral de Argentina, que existan capas productivas muy por encima de la profundidad final del pozo, para que estas capas productivas no sean dañadas, es conveniente que una vez atravesadas las mismas, el pozo se entub

Las partículas materiales contenidas en los fluidos de perforación son potencialmente peligrosas: arcillas, cutting, agentes densificantes y viscosificantes, agentes minimizadores de pérdidas de circulación. Pueden progresivamente disminuir la porosidad y permeabilidad de la roca reservorio, de tal modo que una subsiguiente puesta en producción del pozo o inyección de fluidos hacia el reservorio. A flujos moderados o altos, haría que estos materiales depositados en el sistema, pasen de poro en poro aumentando la severidad del daño en las inmediaciones del pozo. Invasión de fluidos de perforación Normalmente, en regímenes de penetración muy elevados, la pérdida de inyección puede llegar a ser muy elevada. La alta permeabilidad de las arenas limpias, que tienen mayor invasión de filtrado que una roca de baja permeabilidad, usualmente no son afectadas cuando el agua de formación es compatible químicamente con el filtrado de la inyección. Las arcillas, en su gran mayoría, son extremadamen

-DAÑO EN POZOS INYECTORES Inyectores de agua - Invasión de sólidos suspendidos y subsiguiente taponamiento. - Perturbación in-situ de las arcillas - Incompatibilidad del agua inyectada y la de la formación, o como resultado de la presencia de CO2 o SH2 en la formación. - Taponamiento por formación de coloides, especialmente los de base hierro, productos de la corrosión de la cañería del tubing cuando hay O2 en el agua inyectada. - Taponamiento por bacterias. TIPOS VARIOS DE DAÑO Emulsiones La mezcla de fluidos de base agua y base petróleo ocasionan emulsiones en la formación. Las emulsiones tienen la particularidad de tener viscosidades muy elevadas, en particular las emulsiones de agua y petróleo. Normalmente se forman durante la invasión del filtrado del lodo de perforación o durante los tratamientos fluidos posteriores. Cambios de mojabilidad La mojabilidad total o parcial del petróleo en la roca reduce la permeabilidad relativa al petróleo. Esto puede ocurrir por el fenómeno de ads

De la ecuación de balance materiales para yacimientos naturalmente fracturados desarrollado en este trabajo, presentamos cuatro incógnitas: * Petróleo original sitio en la roca matriz – Nm * Gas original sitio en la roca matriz – Qm * Petróleo original sitio en las fracturas – Nf * Gas original sitio en las fracturas – Nf Esto hace imposible el uso de método straitgth de la línea gráfica y el de Havlena & Odeh porque se trata de un método diseñado para resolver un máximo de dos incógnitas. Para probar la exactitud del proyecto de EBM generalizada de yacimientos naturalmente fracturados, dos casos hipotéticos de la producción de petróleo en yacimientos naturalmente fracturados se utilizaron. Caso 1 petróleo negro con la capa de gas inicial en un NFR. Caso 2 yacimientos Naturalmente Fracturados también es un yacimiento donde el fluido es un gas condensado. Fig 1: Diagrama esquemático de balance de material en yacimientos naturalmente fracturados Fig 2: geometría sintética caso 1 Fi

Durante los últimos años, la investigación se ha hecho en las ecuaciones de balance de materiales (EBM) para yacimientos naturalmente fracturados (NFR) con el fin de mejorar el rendimiento yacimiento. Sin embargo, todos los esfuerzos anteriores sólo son aplicables cuando el fluido se encuentra en un depósito restringido. En 1994, Walsh desarrolló un método lineal generalizado para estimar las reservas de petróleo convencional en los yacimientos aplicables a toda la gama de fluidos. En 2001 Peñuela et al. Introduce un modelo matemático que considera un principio, petróleo líquido en un medio poroso compuesto de matriz interdependientes y sistemas de fracturas. La propuesta de ecuación de mejorar el método de modelado de yacimientos naturalmente fracturados considerando la diferencia de compresibilidad entre la matriz y la fractura de los sistemas. Finalmente en 2003 Niz propuso un extendido a la formulación de la línea straitgth en yacimientos naturalmente fracturados presentado por Peñ

Caracterización de los Yacimientos Naturalmente Fracturados. Estos yacimientos almacenan en sus bloques matriciales la mayor cantidad de hidrocarburos. La importancia de las fractura es su alta permeabilidad y que por ellas se pueden convertir en reservas grandes volúmenes de hidrocarburos que son prácticamente inaccesibles por la baja permeabilidad de la matriz. Cada una de dichas fracturas o familias de fracturas fueron formadas bajo distintas condiciones geológicas, razón por la cual, sus características son únicas e irrepetibles por lo tanto en este tipo de yacimientos los elementos a caracterizar son las fracturas. Además es de interés al perforar en yacimientos fracturados, que los pozos intercepten el mayor numero de fracturas. a) Caracterización estática de los sistemas de fracturas: esta dirigida a determinar la dirección preferencial de las fracturas, así como los sectores del yacimiento en los cuales están mas desarrolladas y hay mayor cantidad. Se pueden clasificar las frac

Geometría de los Yacimientos Naturalmente Fracturados En los yacimientos matriciales la porosidad de fractura no esta interconectada ni suficientemente bien definida como para desplazar fluidos de manera importante. Frecuentemente los yacimientos naturalmente fracturados presentan una matriz de muy baja permeabilidad pero con una porosidad suficiente para acumular grandes reservas de hidrocarburos. No obstante en algunos yacimientos fracturados la acumulación de los fluidos tiene lugar únicamente en la fractura ya que la matriz presenta valores de porosidad mínimos. Representación por Warren y Root, Consideraciones: -Los bloques e la matriz son homogéneos e idénticos. -Los bloques tienen forma de paralelepípedo rectangular con caras que corresponden fracturas planas ortogonales. -Los bloques de matriz están divididos en tres clases, de acuerdo a las dimensiones del paralelepípedo: a) Bloques cúbicos de matriz: las tres dimensiones tienen el mismo orden de magnitud b) Bloques de matriz

Partiendo desde el concepto de sistema petrolero, definido como una serie de elementos y procesos geológicos: roca madre, roca sello, roca almacén, roca de sobrecarga y trampa; cada uno de ellos actuando de manera sincronizada, generan acumulaciones comerciales de hidrocarburos. La trampa es la combinación geométrica de la roca almacén con unidades litológicas sellantes, y cuya importancia radica en su capacidad para impedir la migración de los hidrocarburos a la superficie. La fracción de la trampa saturada por petróleo o gas en presencia de agua, se denomina yacimientos de hidrocarburos. Este sistema de hidrocarburos, debido a que se encuentra confinado, esta sometido a esfuerzos de deformación y a la presión de las capas suprayacentes. Los yacimientos naturalmente fracturados son aquellos yacimientos de hidrocarburos cuya producción esta influenciada por la presencia de fracturas Para modelar el comportamiento de la porosidad de estos yacimientos se plantea que “una roca porosa con