Componentes de un Sistema Petrolero

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sistema petrolero
El Sistema Petrolero, esta formado por un conjunto de componentes, que se encuentran conectados entre sí para poder extraer el petróleo desde el subsuelo, las cuales se mencionan a continuación:

- El volumen y fases de un yacimiento de hidrocarburos.
- Permeabilidad.
- Vecindad del pozo, cara de la arena y completación del pozo.
- El pozo.
- Equipo de superficie.

1. Volumen y fases de un yacimiento de hidrocarburos

1.1. Yacimiento

En el sistema petrolero, el yacimiento consiste en una o muchas unidades de flujo conectadas geológicamente. Mientras que la forma de un pozo y el flujo convergente han creado un flujo radial, las técnicas modernas como la sísmica 3D y nuevos registros, pruebas y mediciones han permitido una mayor descripción de la forma geológica de las unidades de flujo y la consiguiente producción de petróleo. Esta es particularmente cierta en la identificación lateral y vertical de los límites y heterogeneidades inherentes en el yacimiento.

Una apropiada descripción del yacimiento incluyen la extensión de las heterogeneidades, discontinuidades y anisotropías, y se han vuelto convincentes con la perforación de pozos horizontales y complejas arquitecturas de pozo con longitudes totales de yacimiento expuestas en varios miles de pie.

En la Figura 1, se muestra un esquemático donde se muestra dos pozos, uno vertical y multilateral, que se encuentran localizados dentro de un yacimiento con potenciales heterogeneidades laterales o discontinuidades (fallas sellantes), límites verticales (lentes lutíticos) y anisotropías (esfuerzos o permeabilidad).

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Fig. 1. Heterogeneidades, anisotropías, discontinuidades y límites en un yacimiento y como afectan la productividad de un pozo vertical y multilateral.

Mientras una apropiada descripción de yacimiento e identificación de límites, heterogeneidades y anisotropías son importantes, es algo que pasa totalmente desapercibido en la presencia de un pozo vertical. Esto empieza a ser crítico cuando se empieza a perforar pozos horizontales o de arquitectura compleja son perforados.

Las discontinuidades laterales encontradas (incluyendo las diferencias de presión entre zonas no desarrolladas) tienen un gran impacto en la producción esperada en los pozos. Entender la historia geológica que precede a la presente acumulación de hidrocarburos es determinante. Si un yacimiento es un anticlinal, un bloque fallado o un canal de arena no solamente dicta la cantidad de hidrocarburos que contiene, sino también controla enormemente el comportamiento de un pozo y el sistema petrolero en general.

1.2. Porosidad

Casi todos los aspectos de la ingeniería de petróleo con respecto a la producción de fluidos residen en los medios porosos. En un sistema petrolero, la porosidad esta definida simplemente como la relación entre el volumen poroso, Vₚ, con respecto al volumen de roca total, Vₜ, tal como se observa en la Ecuación 1:

sistema petrolero ecuación porosidad
(Ec. 1)

La porosidad es un indicador de la cantidad de fluido en sitio. Los valores de porosidad varían desde por encima de 30% y hasta menores del 10%. La porosidad de un yacimiento puede ser medida a través de técnicas de laboratorio usando tapones de núcleo o mediante mediciones de campo, tales como los registros y pruebas de presión

La porosidad es uno de las primeras mediciones obtenida en cualquier esquema exploratorio, y un parámetro deseado para continuar los subsiguientes actividades que determinen la potencialidad de un sistema petrolero.

1.3. Espesor de yacimiento

Este parámetro describe el espesor o altura del medio poroso en comunicación hidráulica contenida entre dos capas. Estas capas son consideradas generalmente como impermeables. Muchas veces el espesor de la columna de hidrocarburos esta distinguida por una columna de agua subyacente, también llamada acuífero.

Frecuentemente el término espesor total es empleado en una formación multicapa, pero en producción en commingled. En estos casos el término espesor neto puede ser utilizado para determinar solamente las capas permeables en una secuencia geológica.

Los registros de pozo han sido desarrollados para identificar potenciales yacimientos y estimar su extensión vertical. Por ejemplo, la medición del potencial espontáneo (SP) permite saber que las areniscas tienen una respuesta distintiva con respecto a las lutitas, la cual puede ayudar a estimar el espesor de una formación.

En la Figura 2, se muestra un registro de pozo donde claramente se observa la deflexión de la curva de potencial espontáneo en una arenisca (hacia la izquierda) con respecto a la lutita. Esta deflexión corresponde a un espesor potencial de la columna de hidrocarburos. La presencia satisfactoria de un espesor neto de yacimiento es un parámetro esencial en el sistema petrolero.

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Fig. 2. Registro de potencial espontáneo y resistividad para la identificación de litología y columna de fluidos.

1.4. Saturación de fluidos

Petróleo y/o gas nunca están solos en el espacio poroso disponible. El agua siempre está presente. Algunas rocas tienen mojabilidad preferencial al petróleo implica que las moléculas de petróleo están en contacto directo con la superficie de la roca. Más frecuentemente las rocas se encuentran mojadas por agua.

Las fuerzas electrostáticas y la tensión superficial actúan para crear esta mojabilidad, la cual puede cambiar, generalmente en detrimento del flujo de fluidos, como resultado de la inyección de fluidos, perforación, estimulación o cualquier otra actividad que involucre la presencia de químicos que actúen directamente en el sistema roca-fluido.

Si el agua se encuentra presente pero la misma no fluye, la correspondiente saturación de agua es conocida como agua connata o intersticial. Cuando la saturación de agua es más grande que este valor, quiere decir que parte del agua se encuentra libre y fluye conjuntamente con el hidrocarburo en el espacio poroso.

Los hidrocarburos son una mezcla de muchos componentes de carbono e hidrógeno. La mezcla de estos componentes dependen de su composición y las condiciones de presión y temperatura, lo cual pueden presentarse en fase líquida (petróleo) o gas o una mezcla de los dos. Frecuentemente el término petróleo y gas es confuso. El petróleo y gas producido puede referirse en una parte del total de la mezcla que puede estar en estado líquido y gaseoso, respectivamente, después de una separación en superficie.

Una atractiva saturación de hidrocarburos en la tercera variable crítica (además de la porosidad y espesor de yacimiento) que determina un potencial sistema petrolero. Un método clásico, es la estimación de la saturación mediante registros de resistividad eléctrica. Conociendo que las sales contenidas en el agua de formación son buenos conductores de la electricidad, los hidrocarburos son totalmente lo opuesto, la medición de esta propiedad eléctrica en la formación es suficiente para determinar la presencia de hidrocarburos.

Con una apropiada calibración, no solo determinará la presencia, sino también estimará la saturación de hidrocarburos. En la Figura 2 también se presenta un registro de resistividad. la cual muestra alta resistividad en las zonas de mayor deflexión en el registro SP, lo cual son buenos indicadores de que el medio poroso probablemente esté saturado de hidrocarburos.

La combinación de la porosidad, espesor neto de yacimiento y saturaciones es esencial para decidir si un prospecto es atractivo para desarrollarlo como un sistema petrolero. Estas variables pueden permitir la estimación de los hidrocarburos cercanos al pozo.

1.5. Clasificación por tipo de fluido

Todas las mezclas de hidrocarburos pueden ser descritas por un diagrama de fases tal como se muestra en la Figura 3. Un punto específico llamado punto crítico, es donde convergen las propiedades del líquido y el gas. Para cada temperatura menores al la temperatura crítica (Tc) existe una presión llamada presión de burbuja, por encima de la cual solo el líquido esta presente y por debajo de esta coexisten el líquido y el gas.

Para bajas presiones (temperatura constante), más gas es liberado. Los yacimientos con una presión por encima de la presión de burbuja son llamados subsaturados. Si la presión de yacimiento es menor o igual a la presión de burbuja, o si la presión de fondo fluyente se encuentra por debajo de este valor (aún cuando la presión promedio de yacimiento se encuentra por encima de la presión de burbuja), entonces se formará gas libre que probablemente fluya hacia el pozo productor. Este tipo de yacimientos son conocidos como saturados.

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Fig. 3. Envolvente de fases en sistemas de hidrocarburos.

Para temperaturas más grandes que el punto crítico, la curva que encierra la envolvente de fases es conocida como curva de rocío. Por fuera de la envolvente el fluido es gas, y los yacimientos con estas condiciones son llamados yacimientos de gas. La máxima temperatura que se puede encontrar en la envolvente de fases de llama cricondentérmica. Entre estos dos puntos existe una región donde, debido a las formas de las curvas de saturación de gas, tanto como la presión declina, se puede formar líquido o condensado.

Esto sucede hasta alcanzar un valor límite de presión, después del cual una disminución adicional de presión resulta en un proceso de revaporización. Esta región de la envolvente de fases donde ocurren estos fenómenos es conocida como región de condensación retrógrada, y los yacimientos que presentan este tipo de comportamiento son conocidos como yacimientos de gas condensado.

Cada yacimiento de hidrocarburos tiene un diagrama de fases, propiedades físicas y termodinámicas característico. Estas son generalmente medidas en laboratorio con pruebas realizadas a muestras de fluidos obtenidas del pozo mediante métodos especializados. Las propiedades termodinámicas son generalmente conocidas como propiedades PVT (presión, volumen y temperatura). Las caracterización de los fluidos de yacimientos son determinantes para todo el proceso de diseño y producción en un sistema petrolero.

1.6. Extensión areal

Conclusiones favorables en la porosidad, espesor, saturación de fluidos y presión (e implica distribución de fases) de un yacimiento de hidrocarburos, basados en simples mediciones obtenidas de pozo, son aún insuficientes para la toma de decisión de desarrollar un yacimiento, y considerarlo como un sistema petrolero apropiado para su explotación.

Desarrollos en técnicas 3D y técnicas de sísmica de pozo, en combinación con pruebas de pozo, es posible mejorar enormemente el conocimiento de la extensión de un yacimiento (con el espesor, porosidad y saturaciones). Las discontinuidades pueden ser detectadas dentro del yacimiento. Mientras más pozos sean perforados, se podrá recolectar una mayor cantidad de información que puede mejorar el conocimiento de las peculiaridades y los límites del yacimiento.

La extensión areal es esencial en la estimación del petróleo original en sitio. El volumen de hidrocarburos Vh en pie cúbicos esta dada por la Ecuación 2:

sistema petrolero ecuación volumen hidrocarburo
(Ec. 2)


Donde:
A: Extensión areal [pie²]
h: espesor [pie]
ϕ: porosidad [adm]
Sw: saturación de agua [adm]

La porosidad, el espesor y la saturación pueden variar en toda el área del yacimiento. La Ecuación 2 puede estimar el petróleo o gas en sitio bajo condiciones estándar después de dividirla por el factor volumétrico del petróleo Bo, o factor volumétrico de gas Bg. Este factor es simplemente la relación del volumen de líquido o gas bajo condiciones de yacimiento con respecto a los volúmenes bajo condiciones estándar, por lo tanto la Ecuación 3 estima el petróleo original en sitio:

sistema petrolero ecuación poes
(Ec. 3)

Donde:
N: Petróleo original en sitio en barriles normales [BN]
A: área del yacimiento [acres]

La Ecuación 4 estima el gas original en sitio:

sistema petrolero ecuación goes
(Ec. 4)

Donde:
G: Gas original en sitio en pies cúbicos normales [PCN]
A: área del yacimiento [pie²]

El factor volumétrico del gas Bg, implica una relación volumétrica y puede ser calculada aplicando la ley de gases reales. El factor volumétrico del gas es mucho más pequeño que 1. El factor volumétrico del petróleo Bo, no es una simple propiedad física. En cambio, esta es una relación empírica termodinámica que permite la re-introducción de todo el gas que pudo ser liberado en condiciones estándar (a una elevada presión de yacimiento) dentro del petróleo. Por lo tanto, el factor volumétrico del petróleo es invariablemente mayor a 1, reflejando el hinchamiento del volumen del petróleo debido al gas en solución.

2. Permeabilidad


La presencia de una porosidad sustancial generalmente (pero so siempre) implica que los poros van a estar interconectados. Por lo tanto el medio poroso es también permeable. La propiedad que describe la habilidad de los fluidos a fluir en un medio poroso es la permeabilidad. En ciertas litologías (por ejemplo las areniscas), una gran porosidad está asociada a una gran permeabilidad. En otras litologías como los chalks, se pueden encontrar grandes porosidades, muchas veces por encima del 40%, pero no necesariamente están asociadas proporcionalmente con grandes permeabilidades.

Correlaciones de porosidad versus permeabilidad pueden ser usadas con un considerable grado de precaución, especialmente cuando se va de una litología a otra. Para cálculos de ingeniería de producción estas correlaciones son raramente útiles, excepto cuando son consideradas en una estimulación en la matriz de roca. En esta instancia, correlaciones de la permeabilidad alterada con la porosidad alterada después de la estimulación son muy usadas.

El concepto de permeabilidad fue introducido por Darcy en 1856 en un trabajo experimental clásico, donde la ingeniería de petróleo y la hidrología se beneficiaron enormemente. En la Figura 4 se observa un esquemático del experimento de Darcy. La tasa de flujo (o velocidad del fluido) puede ser medido contra la presión en diferentes medios porosos.

sistema petrolero experimento darcy
Fig. 4. Experimento de Darcy (1856).

Darcy observó que la tasa de flujo (o velocidad) de un fluido a través de un medio poroso específico es linealmente proporcional a la caída de presión entre la entrada y salida y las propiedades características del medio, como se observa en la Ecuación 5:

sistema petrolero ecuación darcy
(Ec. 5)

Donde:
k: es la permeabilidad

Los experimentos de Darcy fueron realizados con agua. Si hay fluidos con otras viscosidades en el flujo, la permeabilidad debe ser dividida entre la viscosidad, en una relación k/u que es conocida como movilidad.

3. La vecindad del pozo, la cara de la arena y completación del pozo

La zona alrededor del pozo es importante. Primero, aún sin ninguna perturbación, el flujo radial resulta en una considerable caída de presión alrededor del pozo. La caída de presión hacia la vecindad del pozo varia logarítmicamente con la distancia. Esto significa que la caída de presión en el primer pie alejado del pozo es igual a los 10 pies de distancia e igual a los 100 pies de distancia, y así sucesivamente.

Segundo, todas las actividades intrusivas como la perforación, cementación, y la completación del pozo alteran la condición del yacimiento cercano al pozo. Esto suele ser perjudicial y no es inconcebible que en algunos casos el 90% de la caída de presión total en el yacimiento pueda encontrarse en una zona a pocos pies del pozo.

La estimulación matricial tiene como objetivo recuperar o en el mejor de los casos mejorar la permeabilidad en la vecindad del pozo. El fracturamiento hidráulico es hoy día una de las técnicas más ampliamente usadas, la cual altera la manera en que los fluidos llegan al pozo, ya que su efecto es bastante profundo hacia la vecindad del mismo.

Muchos pozos son cementados y revestidos. Uno de los propósitos de la cementación es para soportar la tubería de revestimiento, pero a las profundidades de formación, la más importante razón es de proveer un buen aislamiento. La contaminación del fluido producido proveniente de otras formaciones, o la pérdida de fluidos de otras formaciones en una completación a hoyo abierto. Si no hay aislamiento zonal o problemas de estabilidad de hoyo, el pozo puede ser completado a hoyo abierto.

Un pozo cementado y revestido debe ser cañoneado con el propósito de restablecer la comunicación con el pozo. Las tuberías ranuradas se pueden usar en pozos horizontales, donde los trabajos de cementación pueden no aislar completamente una zona. Para combatir los problemas de arenas y otros finos de producción, se puede requerir el uso de rejillas que son colocadas entre el pozo y la formación.

Los empaques con grava pueden ser usados como una protección adicional y como un medio para mantener los finos reductores de permeabilidad lejos del pozo. Los distintos tipos de completación y su resultado en a vecindad del pozo son mostrados en la Figura 5.

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Fig. 5. Opciones de completación de pozos.

La habilidad de realizar perforación direccional permite la construcción de pozos altamente desviados, horizontales y de arquitectura compleja. En estos casos, se logra una exposición del pozo con la cara de la arena, lo que incrementa el potencial de producción de manera importante y una mayor extracción en un sistema petrolero.

4. El pozo

Una vez que entran los fluidos dentro del pozo, siguiendo su flujo a través del medio poroso, la vecindad del pozo y completación, se requiere que los mismos se eleven a través de la tubería de producción hasta superficie. En ese momento se requiere de un gradiente de presión entre el fondo del pozo y el cabezal en superficie. El gradiente de presión consiste en un diferencial de energía (presión hidrostática) y las pérdidas de presión por fricción. El primero depende de la profundidad del yacimiento y el segundo depende de la longitud del pozo.

Si la presión de fondo fluyente es suficiente para levantar los fluidos hacia la superficie, entonces el pozo fluye naturalmente. Caso contrario, se requiere levantamiento artificial. El levantamiento mecánico puede ser suministrado por una bomba. Otra técnica es reducir la densidad del fluido del pozo, por lo que se puede reducir la presión hidrostática. Esto se logra a través de la inyección de gas a través de mandriles de inyección en ciertos puntos del pozo. Esta técnica es conocida como Gas Lift.

5. Equipo de superficie en un sistema petrolero

Después que los fluidos alcanzan la superficie, estos probablemente pueden ser enviados hacia un manifold donde se conectan una cierta cantidad de pozos. El fluido de yacimiento consiste de petróleo, gas y agua. Tradicionalmente el petróleo gas y el agua no son transportados grandes distancias como una sola corriente, por lo que generalmente son separados en plantas de procesamiento localizados cercanos a los pozos productores.

Una excepción que empieza a ser común en algunos campos costafuera, donde la producción viene de pozos ubicados en el lecho marino, la cual el fluido de producción es transportado grandes distancias antes de llegar a una instalación de procesamiento y tratamiento de hidrocarburos.

Finalmente, en el sistema petrolero los fluidos son separados y transportados o almacenados. Generalmente el agua de formación es generalmente dispuesta en el subsuelo a través de pozos reinyectores. El yacimiento, el pozo y las instalaciones de superficie conforman en esencia el sistema petrolero. En la Figura 6 se puede observar un esquemático de todo el sistema petrolero.

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Fig. 6. Esquemático del sistema petrolero.

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