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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE GAS
FACTIBILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA PARA EL AGOTAMIENTO DE LA CAPA DE GAS DE UN YACIMIENTO EN EL CAMPO CUMAREBO
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS
Autor: Ing. Hilba Maria Chaparro Godoy Tutor: Prof. Jorge Barrientos
Maracaibo, julio de 2009
Chaparro Godoy Hilba María. Factibilidad Técnico-económica para el aprovechamiento de la Capa de Gas de un Yacimiento en el Campo Cumarebo. (2009) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, Pág. 80 Tutor: Prof. Jorge Barrientos.
RESUMEN
La utilización de recursos energéticos alternativos, y en especial del gas natural en cada
país y en conjunto a nivel hemisférico, independientemente de las razones técnicas y
económicas, estará influida por los factores que han intervenido en la formación de la
estructura de la matriz energética. Esta situación será de indispensable motivo de
estudio para evaluar las posibles oportunidades de negocios para el gas en Venezuela.
Por esta razón y a fin de garantizar el suministro de gas, se hace necesaria la búsqueda
de alternativas para darle el mayor aprovechamiento posible a la capa de gas existente
en cualquier Yacimiento, debido a esto se plantea el tema en estudio “Factibilidad
Técnico-Económica para el desinfle de la Capa de Gas de un yacimiento en el Campo
Cumarebo”, a través del Yacimiento 15 CU004 escogido para este estudio. La
metodología utilizada en este trabajo de investigación partió desde la evaluación del
yacimiento y sus pozos asociados, en base al historial de sus parámetros petrofísicas y
mapa de isopropiedades, para estimar la reserva de gas que contiene el yacimiento, así
mediante la ecuación de Darcy se evaluaron diferentes presiones para lograr el desinfle
de la capa de gas, resultando de la factibilidad económica rentable con una ganancia
considerable para el país, dando origen al desarrollo de varios proyectos gasíferos en el
área de Cumarebo.
Palabras Claves: Desinfle de capa de gas, yacimiento, parámetros petrofísicos. E-mail del autor: [email protected]
Chaparro Godoy Hilba María. Techno-economic Feasibility for the use of a Layer of Gas Field in Field Cumarebo. (2009) Trabajo Especial de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, Pág. 80 Tutor: Prof. Jorge Barrientos.
ABSTRACT
The use of alternative energy resources, particularly natural gas in each country and throughout the hemisphere as a whole, regardless of the technical and economic reasons, be influenced by factors that intervened in shaping the structure of the energy matrix. This situation is indispensable under study to evaluate potential business opportunities for gas in Venezuela. For this reason and in order to ensure the supply of gas, it is necessary to search for alternatives to give the greatest possible use to the layer of gas in any reservoir, because it raises the issue under study "Economic and Technical Feasibility deflation of the gas cap of an oil field in the Field Cumarebo ", through 15 Yacimiento CU004 chosen for this study. The methodology used in this research departed from the evaluation of the site and its associated wells, based on their history and map of petrophysical parameters isopropiedades, to estimate gas reserves contained in the reservoir and through the Darcy equation is evaluated different deflate the pressure to achieve the layer of gas, proving the feasibility of a profitable economic gain for the country, giving rise to the development of several gas projects in the area of Cumarebo. Key Words: Deflate layer gas, reservoir, petrophysical parameters. Author´s e-mail: [email protected]
DEDICATORIA
A mi Padre Celestial, mi gran Amor, tu DIOS; por darme la dicha de existir, por ponerme
en el camino a tan lindos seres humanos con los que he compartido en el transcurso de
mi vida.
A mis Padres; gracias por ellos soy quien soy hoy en día, por brindarme ese amor y
calor humano para salir adelante, por darme la dicha de crecer en una linda familia.
A mis hermanos, por todos esos momentos hermosos compartidos que solo se pueden
vivir entre hermanos.
A mi esposo, por darme la oportunidad de formar una linda familia, por ayudarme a que
este momento llegara.
A mi hijita por ser tan especial, por ser mi linda compañía, por cada sonrisa que me
regalas, este logro es para ti.
A este ser tan especial que crece dentro de mí, por ser otra bendición en mi vida, te
esperamos con mucho amor bebe.
A mi amiga Lorena por su entusiasmo y empeño para lograr nuestro objetivo, por ser
siempre tan positiva.
Al Ingeniero Norberto González por su apoyo incondicional gracias por su confianza.
A todas las personas que han estado presentes en cada etapa de mi vida,
apoyándome, se que se alegran por esta nueva meta alcanzada.
Este triunfo es dedicado a todos Ustedes.
AGRADECIMIENTO
Primeramente a Dios por darme la vida, por ser mi guía, mi luz, por estar cada
instante a mi lado dándome la fortaleza necesaria para salir adelante, este logro es
para tu gloria Señor, infinitas gracias. Te Amo.
A mis padres, por estar en mi vida, por su amor incondicional, por ser esos pilares que
me sostienen cuando más los necesito, por enseñarme que todo se aprende y que
todo esfuerzo es al final recompensa, este triunfo también es de ustedes. Los Amo.
A mi chipilina ese pedacito de cielo que bajo hasta acá para hacerme la mujer más
feliz de este mundo, nunca pensé que de tan pequeño ser fluyera tanta fuerza y
entusiasmo para sacar adelante a una persona. Te Amo hija.
A mi esposo, por su apoyo incondicional, por hacerme tomar la culminación de este
proyecto como un reto, por enseñarme que en la vida se debe terminar lo que se
comienza, gracias por ese impulso que me hacia falta. Te Amo mi gordo lindo.
A mis hermanos, por esas palabras de ánimo, por estar siempre pendientes de mis
logros, se les Ama.
A la familia Cruz Sánchez, por su ayuda en los momentos que la necesite, por el
cariño que me han brindado, por abrirme las puertas de su casa de manera tan
especial, muchísimas gracias.
A la Señora Elizabeth Sánchez y a la beba que de manera desinteresada me
brindaron su gran apoyo para la culminación de mi trabajo de grado.
Al Ing. Norberto González, por brindarme su valiosa ayuda, por orientarme con su
gran experiencia de manera incondicional, por ser un excelente tutor industrial,
muchísimas gracias.
Al Ing. Jorge Barrientos, por ser tan excelente profesor, por ser un valioso orientador,
gracias por ser mi tutor académico.
A mi gran amiga Lorena Mas y Rubi, por ser una persona tan especial por enseñarme
que en la vida las amigas incondicionales si existen, gracias por brindarme tanto
apoyo. Te Admiro amiga.
Mil gracias, Que Dios los bendiga a todos.
TABLA DE CONTENIDO
Página
RESUMEN…………………………………………………….…………………………… 4
ABSTRACT………………………………………………….…………………………….. 5
DEDICATORIA……………………………………………………………………………. 6
AGRADECIMIENTO……………………………………………………………………… 7
TABLA DE CONTENIDO………………………………………………………………… 8
LISTA DE TABLAS……………………………………………………………………….. 10
LISTA DE FIGURAS……………………………………………………………………… 11
LISTA DE SÍMBOLOS……………………………………………………………………. 12
INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………….…… 13
CAPÍTULO I EL PROBLEMA………………………………………………….…………
15
Planteamiento del Problema………………………………….…………..
15
Justificación………..………...……………............................................. 15
Objetivo General……….………………………………………………….. 16
Delimitación……………………..…………….…………………………… 16
CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO.....………………………………………….…………
17
Antecedentes.......................................................................................
17
Gas Natural…………………...……………………………………………. 18
Reservas de Hidrocarburos..……....……………………………………. 27
Comportamiento de Producción e Inyección...…...………………….... 28
Características Petrofísicas de los Yacimientos...…………….…….… 31
Ley de Darcy………………………………….....…...………………….... 37
Glosario……………………….……………………………………………. 39
CAPÍTULO III MARCO METODOLÓGICO………………………………………………
42
Tipo de Investigación………………………………………………….......
42
Página
Diseño de la Investigación……………………………………………….. 43
Población y Muestra de Estudio…………..…………………………...... 43
Instrumentos de Recolección de Datos.......…………………………… 44
Procedimiento………………………………...….………………………... 44
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS……………………………………………
46
CONCLUSIONES…………….…………………………………………………………… 64
RECOMENDACIONES…………………………………………………………………... 65
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS………...………………………………………….. 66
ANEXOS 68
LISTA DE TABLAS
Tabla Página
1 Valores típicos del coeficiente de permeabilidad................................... 34
2 Ficha técnica del pozo CU-004 del Yacimiento 15 del campo
Cumarebo..............................................................................................
49
3 Datos históricos de los pozos asociados al Yacimiento 15 del Campo
Cumarebo……………………………………………………………………
51
4 Variación del CGP detectado en el Flanco Noroeste, Arena 15A,
Yacimiento 015 CU004……………………………………………………
56
5 Variación del CGP detectado en el Flanco Sureste, Arena 15A,
Yacimiento 015 CU004…………………………………………………….
57
LISTA DE FIGURAS
Figura Página 1 Formaciones del Gas Natural............................................................... 20
2 Trampas de Hidrocarburos.………………………………………….…… 20
3 Vista de Trampas de Hidrocarburos……………………………………... 21
4 Trampas por Falla……………………………………………………..…… 22
5 Trampas por Pliegue Anticlinal…………………………………………… 22
6 Trampas Estratigráfica…………………………………………………..... 22
7 Trampas Mixtas…………………………………………………………..… 23
8 Yacimientos de Petróleo………………………………………………...… 24
9 Yacimientos de Gas-Petróleo…………………………………………….. 24
10 Yacimientos de Condensados……………………………………………. 25
11 Yacimientos de Gas Seco……………………………………………….... 26
12 Yacimientos de Gas Asociado……………………………………………. 26
13 Flujo radial de un fluido.………………………………………………….. 38
14 Ubicación del Yacimiento 15 del Campo Cumarebo…………………… 47
15 División del Yacimiento 15 del Campo Cumarebo…………………… 48
16 Ubicación del pozo CU-004 del Campo Cumarebo……………………. 50
17 Grafica del comportamiento de producción de crudo y gas del Yacimiento 15 del campo Cumarebo…………………………………….
52
18 Grafica del comportamiento de producción de crudo y gas del Pozo CU-004 del Yacimiento 15 del campo Cumarebo………………………
52
19 Proyección del CGP en el Flanco Noroeste, Yacimiento 15…………. 56
20 Proyección del CGP, Flanco Sureste, Yacimiento 15.....……………… 57
21 Avance del CGP y el CAP hasta 2008, Yacimiento 15..….…………… 58
22 Comportamiento lineal de la tasa de producción del GOES a 20 años………………………………………………………………………….
59
23 Comportamiento de producción pozo CU-04 a 20 años……………….
60
24 Gas de Formación de Petrocumarebo del año 2008………………….. 61
25 Consumo del CRP año 2008……………………………………………... 62
LISTA DE SÍMBOLOS
“ : Pulgadas
ºF: Grados Farenheit
EYP: Exploración y Producción
Fig.: Figura
Gcia.: Gerencia
M.A.P: Múltiple de Alta Presión.
MG: Múltiple de Gas
MMPC: Millones de Pies Cúbicos
MMPCED: Millones de Pies Cubico Estándar Días
MyMG: Medición y Manejo de Gas
P: Presión
PAG: Pagina
PC: Planta de Compresión.
PDVSA: Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima
CRP: Complejo Refinador Paraguaná
INTRODUCCIÓN
La importancia del gas natural ha impulsado la investigación de los métodos más
modernos para su producción, manejo, medición, y disposición.
Una gran parte de la energía usada en el mundo proviene de los hidrocarburos y sus
derivados. Una de estas fuentes de energía es el gas natural, el cual se da bajo
condiciones de presión y temperaturas en el yacimiento, de manera que ya no existe
hidrocarburo líquido o existe en muy baja proporción.
Hay dos preguntas claves que deben ser respondidas tempranamente cuando se
trata del inicio de la explotación de un yacimiento de gas y de la estrategia que se
aplicará durante su vida económica productiva. La primera pregunta debe responder al
volumen de gas originalmente en sitio y, la segunda, al volumen remanente de gas a
cualquiera que sea la presión escogida para abandonar el yacimiento.
Para obtener el volumen de gas inicial en sitio se requiere información obtenida de
los pozos perforados. Al igual que en yacimientos de petróleo, en pozos de gas se
llevan a cabo pruebas de declinación y restauración de presión, las cuales son muy
importantes para determinar el comportamiento del yacimiento durante su vida
productiva.
Hasta 1932 la totalidad del gas producido se arrojaba hacia la atmósfera, pues no
había justificación económica para estimular su uso ni se tenían criterios de
conservación del mismo, pero a partir de ese año se comenzó a utilizar el gas,
inyectándolo en los yacimientos de Quiriquire, estado Monagas para propiciar una
mayor recuperación del Petróleo.
La industria del Gas Natural en nuestro país presenta un proceso en franco
crecimiento. Con esfuerzo e imaginación se han ido desarrollando acciones para
racionalizar su uso. A partir de 1.946, luego de dictadas las medidas de conservación
del gas por parte del Estado, se aumenta la inyección de gas en nuevos yacimientos
para acelerar la extracción del petróleo y se comenzó a utilizar como combustible y
materia prima en la industria química.
Actualmente, el gas natural ha logrado insertarse favorablemente en el mercado
energético nacional y ha superado el estado de abandono en el que se encontraba
como sub-producto de la explotación del petróleo. El impulso que ha tenido el gas se
debe a su utilización en la generación de electricidad y al desarrollo de la industria
petroquímica. Además, se está estableciendo en todo el país una red de mercadeo
para lograr que el gas natural sea consumido mayoritariamente a nivel doméstico y
finalmente por la industria. Asimismo, tiene uso como combustible para vehículos a
motor.
La acelerada transformación que en todos los ordenes se producen en el mundo de
hoy, exige que se este actualizado, y PDVSA no se escapa de esto, por el contrario
hace énfasis en la tecnología de punta.
Se pretende que la Gerencia de Yacimientos esté inmersa en esta tendencia, por lo
que se hace necesaria la evaluación del desinfle de la capa de gas de un yacimiento en
el campo de Cumarebo, debido a la necesidad de producir más gas para garantizar los
compromisos de producción que se establecen de acuerdo con el Plan de Negocio de la
Corporación.
Este trabajo de investigación está estructurado en cuatro capítulos, el Capítulo I,
plantea el problema a estudiar y los objetivos tanto general como específicos a lograr,
también la justificación y la importancia de este trabajo tanto para la empresa como
para la práctica profesional del tesista.
En el Capítulo II, El Marco Teórico, se enmarca teóricamente toda la información
necesaria para el estudio del problema y el mejor entendimiento para el desarrollo de
este análisis, se realizó una revisión bibliográfica para establecer los fundamentos
teóricos relacionados con el tema tratado, iniciando con la descripción de la red de gas.
El Marco Metodológico desarrollado en el Capítulo III, hace referencia al tipo y
diseño de la investigación, se plantea y explica la metodología utilizada y las fases a
seguir durante la investigación.
El Capítulo IV, Análisis de Resultados, presenta los resultados obtenidos de este
trabajo de investigación, los cuales cumplen con los objetivos específicos trazados.
Finalmente se presenta las conclusiones obtenidas del desarrollo de la investigación
y se proponen las recomendaciones inferidas con la finalidad de plantear soluciones al
problema estudiado.
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
Planteamiento del Problema
Las condiciones naturales de declinación de la producción de los yacimientos de
petróleo, inciden directamente sobre la producción y disponibilidad del gas en el
occidente del país, en consecuencia se han experimentado cambios en la forma de
producir el gas, por lo que la empresa procura por obligación, satisfacer los
requerimientos del entorno, en base a criterios económicos, sociales y estratégicos
realizando sus actividades con eficiencia y eficacia para garantizar el cumplimiento de
sus objetivos.
Actualmente existe un déficit de Gas, el cual puede ser en buena medida cubierto
mediante el aprovechamiento del desinfle de la capa de gas de aquellos yacimientos
donde el impacto en el recobro de Petróleo sea mínimo o ninguno.
En tal sentido, se ha experimentado una evolución gradual de complejidad en los
procesos de trabajo debido a la escasez de gas, lo que se traduce en una mayor
dificultad para tomar decisiones acertadas que minimicen los impactos en la producción
de crudo y suministro de gas.
En este sentido el Yacimiento 15 CU004 del Campo Cumarebo presenta un recobro
de petróleo de aproximadamente un 10% y una capa de Gas primaria en la región
central del mismo; en la cual existe un gran número de pozos abandonados. Por tal
motivo se evaluó la factibilidad técnico-económica para el desinfle de la capa de Gas
existente en el Yacimiento 15 CU004 del Campo Cumarebo.
Justificación
El principal objetivo que se plantea la industria petrolera es de obtener las máximas
Reservas Recuperables de Gas del Yacimiento, incrementando el factor de recobro del
área, a través de la selección del mejor Plan de Explotación; el cual se lleva a cabo una
vez realizada la evaluación del desinfle de la capa de gas que se propone, minimizando
el efecto que esto pueda tener sobre el recobro de Petróleo, al mismo tiempo de
generar el máximo valor dentro de la Corporación.
Se visualizan además los siguientes beneficios:
Permitirá reflejar una experiencia en la recopilación de la información sobre la
investigación, basándose en las definiciones.
Además la investigación servirá de base metodológica para la elaboración de
proyectos similares, así como ser una guía para la realización de posteriores estudios
en cualquier yacimiento.
Objetivo General
Evaluar la Factibilidad Técnico-Económica para el agotamiento de la Capa de Gas
del Yacimiento 15 CU004 del Campo Cumarebo.
Objetivos Específicos:
Describir las características del Yacimiento 15 CU004 del Campo Cumarebo para el
agotamiento de la Capa de Gas.
Analizar el comportamiento histórico de Producción y Presión de los pozos y del
Yacimiento.
Determinar las Características petrofísicas del Yacimiento 15 CU004.
Evaluar el modelo más adecuado para lograr el agotamiento de la Capa de Gas del
Yacimiento 15 CU004.
Determinar la Factibilidad Económica para el agotamiento de la Capa de Gas del
Yacimiento 15 CU004.
Delimitación
La evaluación del Yacimiento se desarrollará en el lapso comprendido desde el mes
de Noviembre de 2008 hasta el mes de Mayo de 2009.
Por lo anteriormente expuesto el trabajo se encuentra en el área de Propiedades
Físicas y Termodinámicas.
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
Antecedentes.
GUZMAN, Roselyn (2004). “Estabilización de Condensado natural en Centro Lago
para la producción del aprovechamiento de volumen de gas”. Este trabajo especial de
grado tuvo como objetivo general incorporar 100 MMPCED de gas al sistema de
Occidente, mediante la reactivación de pozos a través del desinfle de la capa de gas.
Para lo cual aplicó la metodología necesaria iniciando con el análisis histórico de la
producción del yacimiento y los pozos, luego realizó el balance de materiales para
calcular las reservas de gas, así mismo determinó las reservas remanentes de gas y
realizó pronósticos de producción. Finalmente propuso una lista de pozos a
reacondicionar mediante la implementación del plan de explotación definido, con la
evaluación económica correspondiente.
Este trabajo especial de grado aportó la metodología de trabajo utilizada el desinfle
de la capa de gas, objetivo general de esta investigación. Además de presentar varios
planes de explotación que se evaluaran en este estudio.
GUERRERO, Dayerling (2004). “Aprovechamiento de la capa de gas, Región II
Yacimiento Lagunillas inferior VLC52/VLD-192, Bloque IV del Lago de Maracaibo”. Este
trabajo especial de grado tuvo su fundamento en el cálculo de la capa de gas que se
formaba al disminuir la tasa de petróleo, debido a la alta relación de gas-petróleo que
presenta después de 47 años de explotación e inyección de gas.
Esta investigación aporta un marco teórico extenso sobre el cálculo de las reservas
de gas, a igual que su metodología utilizada, base de esta investigación.
CHEN, Meyliza E., (2005). “Estudio de Factibilidad Técnico-Económica para el
reemplazo del Sistema de Calentamiento de La Estación de descarga OED-16”. Este
trabajo especial de grado utilizó la metodología siguiente: primeramente describir los
procesos de tratamiento de crudo en la estación, seguido del diagnóstico de las
condiciones actuales de operación del sistema de calentamiento. Luego realizó el
estudio de obsolescencia, además de evaluar las condiciones de seguridad y las
técnicas de las opciones de mejoras. Posteriormente se procedió a la evaluación
económica que determinó la rentabilidad del proyecto, considerando los pronósticos de
producción de la estación de descarga y las normas de seguridad.
Esta metodología se aplicará al presente trabajo de investigación, ya que la
secuencia de los pasos mencionados guía satisfactoriamente la tesis.
Gas Natural.
El gas natural es la mezcla formada por los miembros mas volátiles de la serie
parafinas de hidrocarburos, principalmente metano, cantidades menores de etano,
propano y butano y finalmente puede contener porcentajes muy pequeños de
compuestos más pesados. Además, es posible conseguir en el gas cantidades
variables de otros gases no hidrocarburos como el dióxido de carbono, sulfuro de
hidrogeno (acido sulfúrico), nitrógeno, helio, vapor de agua, etc.
En la forma más simple, un gas puede considerarse que está formado por partículas
sin volumen y entre las cuales no existen fuerzas de atracción y repulsión. Es un fluido
homogéneo generalmente de baja viscosidad, sin volumen definido y ocupa cualquier
espacio en el cual se coloca.
La composición del gas natural varía según la zona geográfica, la formación o la
reserva de la que es extraído los diferentes hidrocarburos que forman el gas natural,
pueden ser separados utilizando sus propiedades físicas respectivas (peso,
temperatura de ebullición, presión de vaporización). En función de su contenido en
componentes pesados, el gas es considerado como rico (5 o 6 galones o más
hidrocarburos extraíble por pie cúbico).
El grupo de los componentes livianos una vez licuado y separado selectivamente del
resto de la mezcla constituye el gas natural licuado (GNL), producto empleado
naturalmente como elemento combustible. Los componentes intermedios en forma de
líquidos y separados selectivamente de los restantes grupos, forman el gas licuado en
petróleo (GLP), el cual además de ser un excelente combustible es también utilizado en
la industria química como fuente de materia prima en la elaboración de numerosos
productos petroquímicos.
El grupo de los componentes pesados forman la gasolina natural, el cual es un
líquido a temperatura y presión ambiente con fuerte tendencia a evaporarse a dichas
condiciones.
El gas natural es una energía eficaz, rentable y limpia por sus precios competitivos y
su eficacia como combustible, permite alcanzar considerable economía a sus
utilizadores. Por ser el combustible más limpio de origen fósil contribuye decisivamente
en la lucha contra la contaminación atmosférica y es una alternativa energética que se
destaca en el siglo XXI por su creciente participación en los mercados mundiales.
¿Cómo se forma el Gas Natural?
Hoy en día todavía se presume que el petróleo y el gas natural son el resultado de
una serie de procesos químicos y variaciones sufridas por materia orgánica
provenientes de animales y vegetales, la cual ha sufrido la acción de bacterias,
elevadas temperaturas y presiones durante millones de años, al sentarse las capas de
sedimentos que contienen dicha materia orgánica.
Teoría Inorgánica.
Explica el origen de estos hidrocarburos gracias a la combinación de elementos
químicos como el carbono y el hidrógeno sometidos a altas temperaturas y
presiones, ubicados en capas muy profundas de la tierra.
Teoría Orgánica.
Según esta teoría, el petróleo y el gas natural se han formado por la
transformación de la materia orgánica vegetal y animal, cuya estructura molecular ha
sufrido alteraciones por efecto de altas temperaturas, acción de bacterias y
microorganismos, altas presiones en el subsuelo y otros agentes a lo largo de millones
de años. Esta teoría es la más aceptada actualmente.
El proceso completo de transformación, mediante el cual la materia orgánica se
convierte en hidrocarburos, no se conoce, ya que no es posible reproducir en un
laboratorio los millones de años que se requieren para transformar la materia orgánica
en petróleo y gas natural.
Figura 1: Formaciones del Gas Natural.
Trampas de Hidrocarburos.
Figura 2: Trampas de Hidrocarburos.
El gas natural al igual que el petróleo se encuentra acumulado en el subsuelo en
estructuras geológicas denominadas trampas.
Dentro de éstas, los hidrocarburos (o el gas) están contenidos en una roca porosa (o
con espacios porosos) que se llama roca yacimiento.
La trampa de hidrocarburos es una condición geológica de las rocas del subsuelo
que permite la acumulación del petróleo o del gas natural. Las trampas pueden ser de
origen estructural (pliegues y fallas) o estratigráfico (lentes, acuñamientos de rocas
porosas contra rocas no porosas denominadas rocas sellos).
Toda trampa presenta como característica principal una roca de yacimiento, limitada
en su tope y base por una roca sello, que impide que los hidrocarburos acumulados
puedan escapar.
Aunque generalmente se encuentra asociado al petróleo, existen yacimientos donde
el principal producto es el gas y a los cuales se les denomina yacimientos gasíferos.
Figura 3: Vista de Trampas de Hidrocarburos.
Tipos de Trampas.
Las trampas de hidrocarburos se clasifican en:
Trampas Estructurales.
Son aquellas constituidas por la deformación de los estratos del subsuelo,
causada por fallas (fracturas con desplazamiento) y plegamientos.
Figura 4: Trampas por Falla.
Figura 5: Trampas por Pliegue Anticlinal.
Trampas Estratigráficas.
Son aquellas originadas por cambios laterales y verticales en la porosidad de la
roca. Se forman generalmente cuando a desaparecido la continuidad de una roca
porosa.
Figura 6: Trampas Estratigráfica.
Trampas Mixtas.
Son aquellas originadas por una combinación de pliegues y/o fallas con cambios
de porosidad de las rocas.
Figura 7: Trampas Mixtas
Tipos de Yacimientos.
De acuerdo con los volúmenes de gas o petróleo que contienen los yacimientos se
denominan:
Yacimientos de Petróleo.
En éstos el petróleo es el producto dominante y el gas está como producto
secundario disuelto en cantidades que dependen de la presión y la temperatura del
yacimiento. Reciben el nombre de yacimientos saturados cuando el petróleo no acepta
más gas en solución bajo las condiciones de temperaturas y presión existentes, lo que
ocasiona que cualquier exceso de gas se desplace hacia la parte superior de la
estructura, lo que forma una capa de gas sobre el petróleo.
En yacimientos de petróleos no saturados también se desarrolla la capa de gas
por los vapores que se desprenden en el yacimiento al descender la presión.
La mayor parte del gas natural producido en Venezuela hoy en día, proviene de
yacimientos de gas en solución.
Figura 8: Yacimientos de Petróleo.
Yacimientos de Gas-Petróleo.
Son aquellas acumulaciones de petróleo que tienen una capa de gas en la parte
más alta de la trampa. La presión ejercida por la capa de gas sobre la del petróleo es
uno de los mecanismos que contribuye al flujo natural del petróleo hacia la superficie a
través de los pozos.
Cuando baja la presión y el petróleo ya no puede subir espontáneamente, puede
inyectarse gas desde la superficie a la capa de gas del yacimiento, aumentando la
presión y recuperando volúmenes adicionales de petróleo.
Figura 9: Yacimientos de Gas-Petróleo.
Yacimientos de Condensados.
En estos yacimientos de hidrocarburos están en estado gaseoso, por
características específicas de presión, temperatura y composición. El gas está
mezclado con otros hidrocarburos líquidos; se dice que se halla en estado saturado.
Este tipo de gas recibe el nombre de gas húmedo.
Durante la producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el gas
se condense en petróleo líquido, el cual al unirse en forma de película a las paredes de
los poros queda atrapado y no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando gas
a fin de mantener la presión del yacimiento.
Figura 10: Yacimientos de Condensados.
Yacimientos de Gas Seco.
En éstos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen
hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman líquidos por los
cambios de presión y temperatura.
El gas se genera gracias a un proceso de expansión, parecido al que ocurre en
las bombonas, donde la cantidad de gas está relacionada con la presión del embalse.
Figura 11: Yacimientos de Gas Seco.
Yacimientos de Gas Asociado.
El gas que se produce en los yacimientos de petróleo, el gas-petróleo y de
condensado, recibe el nombre de gas asociado, ya que se produce conjuntamente con
hidrocarburos líquidos.
El gas que se genera en yacimientos de gas seco se denomina gas no asociado
o gas libre y sus partes líquidas son mínimos.
Figura 12: Yacimientos de Gas Asociado.
Reservas de Hidrocarburos.
En la industria petrolera las reservas de hidrocarburos son: el activo esencial de la
empresa, el inventario básico del negocio.
Las reservas son los volúmenes de hidrocarburos recuperables de las
acumulaciones, descubiertas o no, que se encuentran, o se espera en un área
determinada.
Otro concepto sería: las reservas son los volúmenes de hidrocarburos que, de
acuerdo a la información geológica y de ingeniería disponible, presenta alta probabilidad
(90%) de ser recuperados bajo condiciones económicas y de abandono de los pre-
establecidas.
Las condiciones en las cuales se encuentran las acumulaciones de hidrocarburos y
el tamaño de las mismas, presentan implicaciones económicas muy precisas. Por tanto,
es necesaria una clasificación de las reservas de hidrocarburos en función de su grado
de certidumbre y atractivo económico.
Desde el punto de vista de ingeniería las reservas de petróleo y gas son las
fracciones recuperables de los volúmenes de hidrocarburos originales en sitio.
Clasificación según el grado de incertidumbre:
Reservas probadas.
Son los volúmenes de hidrocarburos recuperables en cualquier tiempo, con
razonable certeza de los yacimientos conocidos de acuerdo a la información geológica y
de ingeniería disponibles y bajo condiciones operacionales y económicas. Se clasifican
según su sistema de producción en: reservas probadas desarrolladas las cuales están
en producción, reservas probadas no desarrolladas sin estar en producción.
Reservas Probables.
Son los volúmenes de hidrocarburos recuperables estimados asociados a
acumulaciones conocidas, en las cuales la información geológica y de ingeniería indica
desde el punto de vista de su recuperación un grado menor de certeza comparado con
el de las reservas probadas, bajo condiciones operacionales prevalecientes. Estas
reservas pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras diferentes
a las utilizadas para las reservas probadas.
Reservas Posibles.
Son los volúmenes estimados de hidrocarburos recuperables de hidrocarburos
asociados a acumulaciones conocidas, en las cuales la información geológica y de
ingeniería indica, con un grado menor de certeza al de las reservas probables, que
podrían ser recuperadas bajo condiciones operacionales existentes. Estas reservas
podrían ser recuperadas suponiendo condiciones económicas futuras diferentes a las
utilizadas para las reservas probables.
Aquí se presenta el cálculo de las reservas por los métodos volumétricos y
declinación de presión (balance de materiales).
Comportamiento de Producción e Inyección.
En este capitulo se define la teoría con el fin de llevar a cabo el Cálculo Volumétrico
y cuantificar las reservas originales y remanentes.
Fluidos originales en sitio para Yacimientos de Gas Seco.
Cálculo del GOES y Factor Volumétrico.
El gas original en sitio (GOES), puede determinarse bajo la siguiente ecuación:
Sin embargo, para efectos de este trabajo de grado, será determinado a través
de los mapas de isopropiedades del yacimiento en estudio.
Las características típicas de los yacimientos a los cuales se les elaboraron
mapas incluyen el espesor neto y bruto del yacimiento, saturación de agua, porosidad y
volumen del poro. Para producir un modelo geológico, se hace corresponder los datos
del núcleo y del registro con la estratigrafía sísmica y se proyectan extensiones de
secciones estratigráficas en áreas inexploradas. Así mismo, se puede integrar estudios
geológicos con estudios geofísicos, petrofísicos y propiedades del fluido para estimar
los volúmenes de petróleo y gas en el lugar.
El factor volumétrico por su parte se calcula con la siguiente ecuación:
Donde:
GOES: Gas Original en Sitio, PCN
A: Área del yacimiento, acres
h: Espesor, pies
Porosidad, fracción
Swi: Saturación inicial de agua, fracción
Bgi: Factor Volumétrico del gas @ Pi y Tf, PCY/PCN
Pi: Presión inicial, lpca
Tf: Temperatura de la formación (yacimiento), 0R
Zgi: Factor de compresibilidad del gas @ Pi y Tf
Cálculo del Factor de Compresibilidad.
Primeramente debe calcularse la presión y temperatura seudocríticas las cuales
pueden determinar a través de la gráfica de presión y temperatura de Brown para gas
natural, partiendo de una gravedad específica conocida.
Seguidamente se calcula la temperatura y presión seudoreducidas:
Finalmente utilizando el Método de Papay se determina el factor de
compresibilidad, para un rango de uso 0,2 < Psr < 15 y 1,2 < Tsr < 3,0.
Z = 1-[( 3.52*Psr) / (10^(0.9813*Tsr)] + [(0.274*Psr^2) / ( 10^(0.8157*Tsr)]
Cálculo de recuperación secundaria.
En muchos yacimientos de gas, particularmente durante la etapa de desarrollo, no
se conoce el volumen total. En este caso, es mejor hacer los cálculos del yacimiento en
base unitaria, por lo general un acre-pie de volumen total de roca reservorio.
Yacimientos de Gas Volumétricos.
Es conveniente saber que una unidad o un acre-pie de volumen total de roca de
yacimiento contienen:
Volumen de agua innata en pies cúbicos: 43560SW
Espacio poroso disponible para gas en pies cúbicos: 43560Sw)
Espacio poroso del yacimiento en pies cúbicos: 43560
El número inicial de pies cúbicos normales de gas en el yacimiento en la unidad es:
G se expresa en pies cúbicos normales cuando el factor volumétrico de gas Bgi,
se expresa en pies cúbicos normales por pie cúbico del yacimiento. Las condiciones
normales son las empleadas en el cálculo del factor volumétrico del gas, pero puede
cambiarse a otras condiciones por medio de la ley de los gases perfectos.
La porosidad, se expresa como una fracción del volumen bruto o volumen total,
y la saturación de agua innata, Sw, como una fracción del volumen poroso. En un
yacimiento volumétrico se considera que no varía la saturación de agua intersticial, de
manera que el volumen de gas en el yacimiento permanece constante.
Si Bga es el factor volumétrico del gas a la presión de abandono, los pies
cúbicos normales de gas residual al tiempo de abandono son:
La recuperación unitaria es la diferencia entre el gas inicial en el yacimiento en
una unidad de volumen total de roca y el gas remanente en el yacimiento en la misma
unidad de roca al tiempo de abandono, es decir, el gas producido hasta la presión de
abandono, o:
Recuperación unitaria:
La recuperación unitaria también se denomina reserva inicial unitaria o por
unidad, y generalmente es inferior al gas inicial por unidad en el yacimiento. La reserva
inicial en cualquier etapa de agotamiento es la diferencia entre la reserva inicial unitaria
y la producción unitaria hasta esa etapa del agotamiento. La recuperación fraccional o
factor de recuperación expresado en porcentaje del gas inicial “in situ” es
Factor de recuperación:
La experiencia con yacimientos volumétricos de gas indican que las
recuperaciones varían entre 80 y 90 %. Algunas compañías de gasoductos fijan la
presión de abandono en 100 lpca por 1000 pies de profundidad.
Características Petrofísicas de los Yacimientos.
Porosidad.
La porosidad específica es la capacidad de un material de absorber líquidos o
gases. La capacidad de absorción se puede medir con una fórmula matemática.
Que puede servir para medir la capacidad de absorción de agua o porosidad
másica:
Donde:
, Masa de una porción cualquiera del material (en seco).
, Masa de la porción después de haber sido sumergido en agua:
, porosidad másica del objeto expresado (en tanto por ciento).
Esta última ecuación puede ser usada para estimar la proporción de huecos o
porosidad volumétrica:
Donde:
, es la densidad del material (seco).
, es la densidad del agua.
, es la proporción de huecos (expresada en tanto por uno).
Permeabilidad.
La permeabilidad es la capacidad de un material para que un fluido lo atraviese sin
alterar su estructura interna. Se afirma que un material es permeable si deja pasar a
través de él una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado, e impermeable si la
cantidad de fluido es despreciable.
La velocidad con la que el fluido atraviesa el material depende de tres factores
básicos:
la porosidad del material;
la densidad del fluido considerado, afectada por su temperatura;
la presión a que está sometido el fluido.
Para ser permeable, un material debe ser poroso, es decir, debe contener espacios
vacíos o poros que le permitan absorber fluido. A su vez, tales espacios deben estar
interconectados para que el fluido disponga de caminos para pasar a través del
material.
La permeabilidad en el SMD se mide en cm2 o m2. La unidad derivada de la Ley de
Darcy es el darcy, y habitualmente se utiliza el milidarcy:
Conversión:
Determinación de la permeabilidad intrínseca.
La permeabilidad intrínseca de cualquier material poroso, se determina mediante
la fórmula de Darcy:
Donde
, permeabilidad intrínseca [L2]
, constante adimensional relacionada con la configuración del fluido.
, diámetro promedio de los poros del material [L]
La permeabilidad se puede determinar directamente mediante la Ley de Darcy o
estimarla utilizando tablas empíricas derivadas de ella.
La permeabilidad es una parte de la constante proporcional en la Ley de Darcy,
que se relaciona con las diferencias de la velocidad del fluido y sus propiedades físicas
(por ejemplo, su viscosidad) en un rango de presión aplicado al promedio de porosidad.
La constante proporcional específica para el agua atravesando una porosidad media es
la conductividad hidráulica. La permeabilidad intrínseca es una función de la porosidad,
no del fluido.
Permeabilidad del suelo.
En geología la determinación de la permeabilidad del suelo tiene una importante
incidencia en los estudios hidráulicos portante del sustrato (por ejemplo previo a la
construcción de edificios u obras civiles), para estudios de erosión y para mineralogía,
entre otras aplicaciones.
La permeabilidad del suelo suele aumentar por la existencia de fallas, grietas,
juntas u otros defectos estructurales. Algunos ejemplos de roca permeable son la caliza
y la arenisca, mientras que la arcilla o el basalto son prácticamente impermeables.
Para suelos de mayor permeabilidad que la arena media, deberá determinarse
experimentalmente la relación real entre el gradiente y la velocidad para cada suelo y
porosidad estudiados.
Por definición la determinación de “k” sólo es posible para un régimen de flujo
laminar pero no para un régimen de flujo turbulento.
Algunos ejemplos para los rangos del coeficiente de permeabilidad “k” (en m/s) para
distintos tipos de suelo no consolidados se muestra la Tabla 1.
Tabla 1. Valores típicos del coeficiente de permeabilidad.
Arenas Permeabilidad
Grava 101 – 102
Arena limosa 105 – 107
Arena gruesa 103
Arcilla limosa 106 – 109
Arena mediana 103 – 104
Arcilla < 109
Arena fina 104 – 105
Presiones Capilares.
La capilaridad es una propiedad de los líquidos que depende de su tensión
superficial (la cual a su vez, depende de la cohesión o fuerza intermolecular del líquido),
y le confiere la capacidad de subir o bajar por un tubo capilar de radio determinado.
Cuando un líquido sube por un tubo capilar, es debido a que la cohesión entre sus
moléculas es menor a la adhesión del líquido con el material del tubo (es decir, es un
líquido que moja). El líquido sigue subiendo hasta que la tensión superficial es
equilibrada por el peso del líquido que llena el tubo. Éste es el caso del agua, y ésta
propiedad es la que regula parcialmente su ascenso dentro de las plantas, sin utilizar
energía para vencer la gravedad.
Sin embargo, cuando la cohesión entre las moléculas de un líquido es más potente
que la adhesión al capilar (como el caso del mercurio), la tensión superficial hace que el
líquido descienda a un nivel inferior, y su superficie es convexa.
Saturación.
La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la
fracción del volumen poroso de una roca que esta ocupada por dicho fluido.
Donde:
Sx = Saturación de la fase X.
Vx = Volumen que ocupa la fase X.
Vt = Volumen poroso total de la roca.
La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes
en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1. Si consideramos un medio poroso
saturado por petróleo, agua y gas, tenemos:
Donde:
So = Saturación de petróleo.
Sw = Saturación de agua.
Sg = Saturación de gas.
Saturación de agua connata.
La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el
yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente del
agua que inicialmente fue depositada con la formación y que debido a la fuerza de la
presión capilar existente, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando éstos
migraron al yacimiento.
Generalmente la saturación de agua connata se considera inmóvil; sin embargo,
al inyectar agua en un yacimiento, la primera que se produce tiene composición
diferente a la inyectada, lo que indica que el agua connata es desplazada por la
inyectada.
La determinación de la saturación inicial de agua se puede efectuar por tres
diferentes métodos:
- Núcleos tomados en pozos perforados.
- Cálculos a partir de la presión capilar.
- Cálculo a partir de registros eléctricos.
La saturación de agua connata se correlaciona con la permeabilidad, con el área
superficial y con el tamaño de los poros. A mayor área superficial y menor tamaño de
partículas, mayor es la saturación de agua connata.
Saturación residual de una fase.
La saturación residual de una fase, generalmente expresada como Sxr, donde x
corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la saturación de dicha fase
que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un proceso de
desplazamiento.
Saturación crítica de una fase.
La saturación crítica de una fase, generalmente expresada como Sxc, donde x
corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la mínima saturación
requerida para que una fase pueda moverse en el yacimiento, es decir, corresponde a
la máxima saturación a la cual la permeabilidad relativa de dicha fase es cero.
Determinación de la saturación en formaciones limpias
La determinación de la saturación de agua a partir de registros eléctricos en
formaciones limpias con una porosidad intergranular homogénea está basada en la
ecuación de saturación de Archie’s (ecuación 3.3).
Donde:
Rw = Resistividad del agua de formación.
Rt = Resistividad verdadera de la formación.
F = Factor de resistividad de la formación.
F es obtenido usualmente a partir de mediciones de porosidad mediante la
siguiente ecuación:
Donde:
m = Factor de cementación
a = Constante
Ley de Darcy.
La Ley de Darcy describe, con base en experimentos de laboratorio, las
características del movimiento del agua a través de un medio poroso.
La expresión matemática de la Ley de Darcy es la siguiente:
Qg = [0.703*k*h*(Pe2 - Pwf2)] / [T*(g*Z)avg*Ln(re/rw)]
Donde:
Q = caudal
K = coeficiente de permeabilidad de Darcy
rw = radio del pozo
re = radio del yacimiento
Pe = presión del yacimiento
Pw = presión de pozo
T = temperatura
h = altura de la capa de gas
g = viscosidad del gas
Z = factor de compresibilidad del gas
Figura 13: Flujo radial de un fluido
La Ley de Darcy es una de las piedras fundamentales de la mecánica de los suelos.
A partir de los trabajos iniciales de Darcy, un trabajo monumental para la época,
muchos otros investigadores han analizado y puesto a prueba esta ley. A través de
estos trabajos posteriores se ha podido determinar que mantiene su validez para la
mayoría de los tipos de flujo de fluidos en los suelos. Para filtraciones de líquidos a
velocidades muy elevadas y la de gases a velocidades muy bajas, la ley de Darcy deja
de ser válida.
En el caso de agua circulando en suelos, existen evidencias abrumadoras en el
sentido de verificar la vigencia de la Ley de Darcy para suelos que van desde los limos
hasta las arenas medias. Asimismo es perfectamente aplicable en las arcillas, para
flujos en régimen permanente.
Glosario
Caudal: Es la cantidad de fluido que pasa por determinado elemento en la unidad De
tiempo. Normalmente se identifica con el flujo volumétrico o volumen que pasa por un
área dada en la unidad de tiempo. Se denota con Q.
Caudal de Descarga: Es el caudal o fluido que descarga la planta compresora luego del
proceso de compresión.
Compresor: Es un equipo utilizado para aumentar la presión de un fluido en estado
gaseoso.
Compresibilidad: Es un factor que indica la desviación del gas con respecto a las leyes
de la hidráulica.
Crudo: Mezcla natural formada principalmente por hidrocarburos que existen en estado
líquido en reservas subterráneas naturales y que es recuperable en forma líquida en
condiciones normales de presión y temperaturas.
Depuración: Proceso en el cual se elimina los restos líquidos que puedan traer el gas
del proceso de separación, para evitar daños en los equipos de compresión de gas.
Esquemas: Es una estrategia que requiere un procesamiento semántico de la
información ya que exige construir una representación alternativa de algún material. La
elaboración de esquemas favorece a la organización de una información.
Flujo multifásico: Es la presencia de diferentes estados (sólido, líquido y gaseoso).
Flujo: Caudal de un fluido desplazándose por una tubería.
Fósil: Son restos de organismos, tanto animal como plantas, que vivieron en épocas
geológicas. Generalmente los fósiles se encuentran en rocas sedimentarias.
Gas de formación: Es el gas producido por un yacimiento.
Gas Lift: Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de
petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección de gas se hace en varios sitios de
la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran al gas automáticamente.
Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción natural
cese completamente.
Gas de recolección o Gas de baja presión: Es considerado gas de recolección o de baja
presión aquel gas que llega a los depuradores pertenecientes a las Estaciones de Flujo,
este gas de recolección es el gas de levantamiento artificial y el gas de formación.
Gas de venteo: Aquel que es enviado a la atmósfera y solo se ventea cuando el sistema
esta presurizado con el objeto de disminuir la presión.
Gas Natural: Mezcla formada por los miembros más volátiles de la serie parafinas de
hidrocarburos, principalmente metano, además de gases no hidrocarburos como el
dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno, nitrógeno, helio, vapor de agua, etc.
Gasoductos: Los gasoductos son conjuntos de tuberías, equipos y accesorios
Destinados a transportar gas, que unen centros de producción o almacenamiento con
redes de distribución de gas y otros centros de producción, almacenamiento, o
consumo.
Gravedad Específica: Es la relación de la densidad de una sustancia con la densidad
del agua. Relación entre el peso específico del aire o gas y el del aire seco a la misma
temperatura y presión.
Hidrocarburos: Son los compuestos orgánicos más simples formados por átomos de
carbono e hidrógeno y pueden ser considerados como las sustancias principales de las
que se derivan todos los demás compuestos orgánicos.
Mermas: Es la reducción en la masa de fluido manejado debido a razones naturales
asociadas al proceso el cual es sometido. Pueden ser por corrosión, por recolección,
por distribución, entre otros
Parámetros: Son los datos que no cambian independientemente sino que están
relacionados entre ellos y descrito cuantitativamente por la ley de los gases. Estos
pueden ser: Densidad, Presión, Volumen y Temperatura.
Petróleo: Es un líquido oleoso bituminoso de origen natural compuesto por diferentes
sustancias orgánicas. Se encuentra en grandes cantidades bajo la superficie terrestre y
se emplea como combustible y materia orgánica para la industria química. Esta
compuesto por hidrocarburos no homogéneo.
Pozos: Perforación profunda hecha desde la superficie de un yacimiento para localizar o
extraer petróleo.
Presión: Es la acción que ejerce una fuerza sobre un área determinada. En el Sistema
Internacional se expresa en Pascal (N/m2) y en el Sistema Ingles psi (lbs/pulg2). En un
fluido es la relación entre la fuerza de un fluido, sobre la superficie de un conducto o
recipiente.
Presión de Descarga: Esta corresponde a la Presión a la cual debe ser comprimido el
gas para entrar al gasoducto o línea de gas lift. Para efecto de cálculo también se utiliza
la presión absoluta.
Presión Diferencial: Es la diferencia de presión causada por el disco de orificio, es el
resultado de la presión antes y después de la placa y se expresa en pulgadas de agua.
Programa de simulación: Técnica en la cual introduciendo datos a un ordenador, con un
software especializado, se representa las condiciones actuales de un proceso en el
punto de consideración.
Red: Es el elemento básico de la instalación. La red de tuberías conduce el gas y
permite la conexión de los equipos y accesorios a la red.
Separación: Proceso en el que se divide un fluido en dos fases, liquida y gaseosa.
Sistema de recolección: Es aquel que se encarga de unir a través de tuberías el gas
depurado en las Estaciones de Flujo, para enviarlos a las Plantas o Miniplantas. Se
compone de todas las tuberías de baja presión, y Estaciones de Flujo.
Temperatura: Es un parámetro termodinámico del estado de un sistema que caracteriza
el calor, o transferencia de energía térmica, entre ese sistema y otro.
Viscosidad: Es una propiedad que depende de la temperatura y presión. Es una medida
de resistencia del fluido a derramarse o fluir por el interior de un conducto.
Yacimiento: Acumulación de hidrocarburos en el interior de la tierra que se origina
cuando las rocas en el subsuelo presentan condiciones adecuadas de forma y
compactación para que estos compuestos químicos queden atrapados.
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
La investigación es un proceso que está compuesto por una serie de etapas, las
cuales se derivan una de otra. Por ello, al llevar a cabo un estudio o investigación, el
investigador debe conocer y definir las distintas maneras de realizarlo, tanto en
contenido como en su estructura. Para que de esta forma la investigación resultante sea
valida y confiable. (Bavaresco de Prieto, 1997)
Tipo de Investigación
El tipo de investigación se determina por el tipo de problema que se desea
solucionar, con los objetivos que se pretenden alcanzar en el estudio y la disponibilidad
de recursos. (Chávez, 2001)
Este estudio esta basado en las siguientes investigaciones:
Descriptiva.
Tamayo y Tamayo (1997) establece: “La investigación descriptiva, trabaja sobre
realidades de hechos y sus características fundamentales es la de presentarnos una
interpretación correcta. Esta comprende la descripción, análisis e interpretación de la
naturaleza actual y la composición o procesos de fenómenos estudiados”.
Esta investigación se define como descriptiva por que describirá los parámetros
petrofísicos del yacimiento, para su posterior evaluación técnico-económica del desinfle
de la capa de gas.
Explicativa.
Hernández, R. y otros (1998), definen: “Los estudios explicativos están dirigidos a
responder a las causas de los eventos, sucesos y fenómenos físicos o sociales. Como
su nombre lo indica, su interés se centra en explicar porque ocurre un fenómeno y en
que condiciones se da este, o porque dos o más variables están relacionadas.
Este trabajo de investigación además es explicativo, ya que se deberá exponer los
resultados de la factibilidad técnico-económica del modelo más adecuado para lograr el
desinfle.
Diseño de la Investigación
Chistensen (1980). El diseño de la investigación se refiere al plan o estrategia
concebida para responder a las preguntas formuladas en la investigación.
Documental.
Según Tamayo y Tamayo (1997) afirma que “un diseño bibliográfico está dado por la
utilización de datos secundarios, aquellos que han sido obtenidos por otros y nos llegan
elaborados y procesados de acuerdo con los fines de quienes inicialmente los elaboran
y manejan”.
Esta investigación también se considera de diseño bibliográfico ya que se utilizó la
información de otros trabajos vinculantes al tema de estudio.
Población y Muestra de Estudio
La definición expuesta por Chávez (1994), es: “La población de un estudio es el
universo de la investigación sobre el cual se pretende generalizar los resultados. Esta
constituida por características o estratos que le permiten distinguir los sujetos, unos de
otros”.
Partiendo de esta definición, la población de esta investigación está conformada por
todos los pozos del Yacimiento 15. La población es finita, además de acuerdo a su
función se considera como objetiva debido a que se tiene acceso a cada una de las
instalaciones que conforman la población de estudio.
Según Bavaresco (1997), la muestra se refiere a una parte representativa de la
población, en este caso la muestra será el pozo CU-004, ya que es el pozo con mayor
información, proporcionando resultados completos en la investigación.
Instrumentos de Recolección de Datos
Chávez (1994). Los instrumentos de investigación son los medios que utiliza el
investigador para medir el comportamiento o atributos de las variables.
Según Méndez (1995), toda investigación implica acudir a las fuentes secundarias,
que suministran información básica.
Como fuente primaria se utilizará el histórico del yacimiento y sus pozos asociados.
En esta investigación se utilizaran las fuentes secundarias tales como: libros,
trabajos de grado, fichas de los pozos, diccionarios, manuales, páginas Web,
programas de computación: Excel, Word, Power point.
Procedimiento
Las fases de este trabajo especial de grado serán las siguientes:
1. Recopilación de la información teórica:
- Indagar sobre trabajos de investigación similares, elaborados en la empresa o
cualquier otra institución.
- Recopilar el histórico y la descripción del yacimiento y sus pozos asociados.
- Buscar metodologías para evaluaciones técnico-económicas.
2. Registro de datos:
- Diseñar los formatos de recolección de información.
- Recopilar la información requerida mediante el uso de los formatos de trabajo:
ficha técnica de los pozos, comportamiento de la producción, mapas de
isopropiedades, entre otros.
3. Análisis de los resultados:
- Selección de los parámetros de corte correspondientes a cada uno de las
propiedades físicas.
- Análisis e Interpretación de los mapas de isopropiedades.
4. Validación de los resultados:
- Validación de las Propiedades Petrofísicas.
- Validación del PVT a través del Balance de Masa.
5. Propuesta para el desinfle de la capa de gas:
- Evaluación del modelo mas adecuado para lograr el desinfle de la capa de gas.
- Evaluación económica del modelo seleccionado para el desinfle de la capa de
gas.
6. Presentación de los resultados:
- Redacción del Trabajo Especial de Grado.
- Corrección del Trabajo Especial de Grado.
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS
Objetivo 1: Describir las características del Yacimiento 15 CU004 del Campo
Cumarebo.
Es sabido que en Venezuela, con la excepción de los esfuerzos realizados en el
estado Guárico, no se había realizado actividad exploratoria para la búsqueda de gas
no asociado. Todas las reservas de gas libre que aparecen en los libros oficiales de
reservas fueron ubicadas buscando petróleo. Es después de la promulgación de la Ley
Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos que se licitaron algunas áreas para explorar por
gas libre (Yucal-Placer, Barrancas, San Carlos, Ambrosio, etc.).
Es por ello que las reservas de gas del país son mayormente de gas asociado al
petróleo. Ahora bien, vale la pena hacerse la siguiente pregunta. Si más del 90% de las
reservas de gas de Venezuela son de gas asociado al petróleo y se encuentran en
yacimientos cuyo mecanismo de producción es el gas en solución, ¿Qué impacto
tendría una revisión de las reservas de petróleo en las reservas de gas asociado?
El gas en solución recuperable en yacimientos con fuertes empujes de agua es
fácilmente calculable, no así, para los otros mecanismos de producción.
En la industria petrolera hay un paradigma que data de muchos años que es el de la
"Relación Gas – Petróleo" (RGP), es decir, la cantidad de gas expresada en pies
cúbicos que existe asociada a cada barril de petróleo, que es la variable clave para
determinar las reservas de gas asociado.
Los crudos que contienen mayor cantidad de gas asociado por barril son por
supuesto los condensados, seguidos de los livianos y en último lugar los medianos. Los
crudos pesados y extrapesados contienen muy poco gas asociado.
En relación con los parámetros que se consideran para efectuar los cambios en las
reservas de gas, además de los tres mencionados (descubrimientos, extensiones y
revisiones) se incluye los volúmenes que se inyectan, así como la actividad de
reparación y recompletación de pozos que incorporan reservas.
El yacimiento 015 CU004 se encuentra localizado en la región Suroeste del campo
Cumarebo y está conformado por las Arenas 15 A, 15 B y 15 C; cabe destacar que las
arenas 15 B y 15 C se considera que están agotadas y mojadas, por lo que en este
trabajo sólo se analizó la Arena 15 A por ser la de mayor prospectiva en el área de la
localización R15 CU004-1.
Este yacimiento ha sido atravesado por 42 pozos: 41 han sido productores y en uno
se interpretó la presencia de petróleo en dicho horizonte pero no se completó en el
mismo. De los 41 pozos productores, 37 fueron abandonados durante el cierre del
campo Cumarebo en el año 1964 y 4 están cerrados. También se le ha inyectado gas
hidrocarburo (a través de los pozos CU012, CU17, CU033 y CU049), con fines de
conservación.
Las producciones acumuladas de fluidos de la Arena 15 A hasta el 31 de Mayo de
2.008 eran: 22.538 MBN de petróleo, 11.943 MMPC de gas y 1.636 MBN de agua. Así
mismo se han inyectado 12.972 MMPC de gas.
Figura 14. Ubicación del Yacimiento 15 del Campo Cumarebo
Los pozos de este Yacimiento se comenzaron a perforar en septiembre de 1931 y
fueron completado la mayoría en octubre de 1931, produciendo a través de una camisa
perforach de 4 ¾ “ de la arena socorro 4 15 A; la producción fue promedio por pozo de
CUMAREBO
M A R C A R I B E
Cumarebo
La Vela
MENE DEACOSTA
LA VELA
LAS PAILAS
G O L F O D E V E N E Z U E L A
L A G O
M A R A C A I B O
G O L F E T E D E C O R O
P E N I N S U L A D E P A R A G U A N A
C O R O
LAS NAVAS
BARRANCAS
HOMBRE PINTADO
40 PESOS
TIGUAJE
LOS MOROCHES
MAMON
SAN AGAPITO
PDVSA
Falcón Este
N
NORTE
1:250000
20000 400000
PIES
METROS
80000 4000 12000 16000 20000
Falcón Este
VENEZUELA
Punto Fijo
Península deParaguaná
AcostaMene de
CoroLa Vela Cumarebo
0 Km30
Area del Convenio Operativo
Campo de Gas y Petróleo
Oleoducto
Gasoducto
Mar Caribe
LEYENDA
ProspectosCampos/yacim petróleo
Proyección: UTM
Zona UTM: 19
Datum horizontal: La Canoa (PSAD 1956)
Datum vertical: nivel medio del mar
Elipsoide: International Hayford 1924
Unidades: metros
D E
Bloques
Falcón Oeste
B A R Q U I S I M E T O
L A G U N I L L A S
Area Empresa Mixta
Campos/yacim gas
Campos petróleo y gas
F A L C O N O E S T E F A L C O N E S T E
MEDIA
MENE DE MAUROA
F.O. 1
F.O. 2
F.E. 1
Area Original
CUARENTA PESOS
FALCON OESTE
858 BBPD estrangulador de 1 ½ “ presión del revestidor 600 lbs, presión eductor 280,
Gravedad 44,5 ° API. Produjo unos 200 BPPD promedio por pozo con GOR normal
hasta febrero de 1939.
Posteriormente se le realizó un trabajo de completación el 24 de mayo de 1950. Se
cementó el pozo y se forzó cemento por debajo de la arena 14 para aislar la arena 15.
Se perforo desde 836’ hasta 874’ en el revestidor de 6 5/8 “, no hubo producción; el 12
de Abril de 1954 se corrió un Gamma Ray con resultados negativos. Se abandonó al no
presentar otras arenas promisorias.
El yacimiento estructuralmente está dividido en 3 áreas, denominadas Flanco
Noroeste, Flanco Sureste y Área Central, como se indica en la Figura 15.
Figura 15. División del Yacimiento 15 del Campo Cumarebo
A continuación ficha técnica del pozo CU-004 (en los Anexos se pueden observar la
ficha técnica de los otros pozos):
N
E
N
E
Tabla 2: Ficha técnica del pozo CU-004 del Yacimiento 15 del campo Cumarebo.
Campo Cumarebo Pozo CU-004 Diagrama Mecánico
Fechas de Actividades Inicio Perforación 15-Sep-31
Completación 28-Oct-31
Abandono 21-Nov-53
Arenas Altura
Intervalo Inicial Abandono
arena 5 257'-297' 840’
arena 6 385'-437'
arena 7 510'-545'
arena 8 614'-650'
Revestidores y forros
Descripción Perforaciones
casing 11 3/4", 54 lb/ft @87'
casing 8 5/8", 32 lb/ft @ 832'
casing 6 5/8", 26 lb/ft @1087'
liner 4 3/4", 16 lb/ft @ 1309'
T.D 2003'
Producción
Yacimiento
Fecha Tasa Prod. Grav. Esp. ºAPI
Oct-31 858 bbl/d 0.63
24/05/1950 0 bbl/d
Prd. Acum. 691691 bbl/d; 24-05-1950
Estado Abandonado
Workover
Fecha Trabajos realizados
24/05/1950
Se hizo un squeeze bajo la arena 14 para aislar la arena 15 el pozo fue completado en la arena 14 desde 836'-874' fluyendo 64 bbl por 8 horas y el intervalo 1087'-1142' con ninguna producción
14/01/1956 Abandono
Observaciones
Fue probado en la arena 11, obteniendo pequeñas cantidades de petróleo y barro también se probó la 14; Luego fue completado originalmente en la arena 15 Después del primer WO el pozo no fluyó; el 12-04-1954 un registro de gamma ray dio resultados negativos, al no presentar otros intervalos prospectos se decidió clasificarlo AA Se abandonó con tubería
Figura 16. Ubicación del pozo Cu-004 del Campo Cumarebo
Objetivo 2: Analizar el comportamiento histórico de Producción y Presión de los
pozos y del Yacimiento.
Para este análisis se procedió a validar la producción del yacimiento, con el
siguiente procedimiento:
Se verificó que los pozos que se encontraban en el yacimiento en la base de datos
de OFM, estuviesen en realidad completados en el yacimiento: En este yacimiento
todos los pozos fueron completados.
Se verificó para todos los pozos productores del yacimiento, períodos de
producción en forma conjunta con yacimientos vecinos: En este yacimiento no
existen pozos en producción conjunta.
El Yacimiento 15 del campo Cumarebo, fue sometido al método de recuperación
secundaria, por inyección de agua sin mucha ganancia por lo que se aplicó la inyección
de gas hasta que la producción declinó y ya no era rentable, es evidente que el objetivo
era la producción de crudo para ese entonces, el gas no tenía tanta importancia por lo
que se prefirió abandonar los pozos. A continuación se presentan datos históricos de
los pozos (en el Anexo I se puede observar los datos de los pozos restantes del
yacimiento):
La Vela
Venezuela
La Vela Offsho
re
Cumare
bo Agua Salad
a FALCO
N
C a r i b b e a n S e a
Coro
CAMPO
LA VELA
CAMPO
CUMAREBO
1
-
Campo de Ga
La Vela
Venezuela
La Vela Offsho
re
Cumare
bo Agua Salad
a FALCO
N
C a r i b b e a n S e a
Coro
1
La Vela
Venezuela
La Vela Offsho
re
Cumare
bo Agua Salad
a FALCO
N
C a r i b b e a n S e a
Coro La
Vela
Venezuela
La Vela Costa
Afuera
Cumare
bo Agua Salad
a FALCO
N
M a r C a r i
b e
Coro
- POZO CU- 004
UBICACIÓN GEOGRÁFICA LOCALIZACIÓN POZO CU- 004
Tabla 3: Datos históricos de los pozos asociados al Yacimiento 15 del Campo Cumarebo.
POZO Condición Inicio Prod. Fin Prod. Petróleo
Acumulado BLS
Gas Acumulado
MPC
Agua Acumulada
MBLS Razón de Cierre
CU-4 Inicial 28/10/1931 12/10/1939 691,692 Alto % GAS
CU-4 Rehabilitación 24/05/1950 24/05/1950 0
CU-4 Abandonado 14/01/1956
CU-10 Inicial 27/05/1932 21/02/1946 1,946,146 656,791 185 Alto % GAS
CU-10 Rehabilitación 30/03/1950 01/12/1959 40,594 109,050 3,382 Alto % GAS y Agua
CU-10 Abandonado 09/03/1963 1,986,740 765,841 3,567
CU-12 Inicial 08/04/1932 10/04/1933
CU-12 Rehabilitación 10/04/1933 13/12/1938 Alto % GAS
CU-12 Sólo Prueba 13/12/1938 13/12/1938 1,165,477 661,535 77 Alto % GAS
CU-12 Abandonado 08/03/1963
CU-14 Inicial 11/11/1932 18/04/1944 712,270 155,062 Alto % Agua
CU-14 Prueba 23/03/1940
CU-14 Rehabilitación 21/08/1944 21/04/1951 Produjo Agua
CU-14 Sólo Prueba 01/10/1953 952,771 320,832 274,572
CU-14 Abandonado 09/02/1954
CU-16 Inicial 18/02/1938 01/11/1953 PURE GAS
CU-16 Rehabilitación 10/12/1953 Alto % GAS
CU-16 Prueba 01/03/1958 01/04/1958 950,854 832,781 647
La arena 15a esta completamente inundada de gas y el yac. esta agotado
CU-16 Abandonado 03/04/1964
CU-17 Inicial <21/03/1938 Alto % GAS, BELOW CRUDE TABE
CU-17 T 01/08/1961 01/09/1961 318,737
La arena 15a esta completamente inundada de gas y el yac. esta agotado
CU-17 Abandonado 04/04/1964
A continuación se presenta el comportamiento de producción del yacimiento desde
su inicio, pasando por la fase de recuperación secundaria hasta su abandono. Por
razones de confidencialidad no pueden ser mostrados los valores en su detalle solo los
reflejados en la grafica así como en las Tablas 2 y 3.
Figura 17. Grafica del comportamiento de producción de crudo y gas del Yacimiento 15
del campo Cumarebo.
Se puede observar en el siguiente gráfico del pozo CU-004, el comportamiento
similar al yacimiento, con la diferencia de presentar un alto contenido de gas en todo su
periodo de operabilidad.
Figura 18. Grafica del comportamiento de producción de crudo y gas del Pozo CU-004
del Yacimiento 15 del campo Cumarebo.
Comportamiento histórico de producción del pozo CU-04
del Yacimiento 15-CU004 del campo Cumarebo
250
350
450
550
650
750
850
950
1931 1934 1937 1940 1943 1946 1949 1952
Año
BP
D
100
120
140
160
180
200
220
MM
PC
ED
Crudo
Gas
Recuperación secundaria
Abandono del pozo
Comportamiento histórico de producción del
Yacimiento 15-CU004 del campo Cumarebo
0
500
1000
1500
2000
2500
1931 1938 1939 1944 1946 1950 1958 1959 1961Año
BP
D
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
MM
PC
ED
Crudo
Gas
Abandono del
yacimiento
Recuperación secundaria
Objetivo 3: Determinar las Características Petrofísicas del Yacimiento 15 CU004.
Para la compresión del desarrollo de los yacimientos de petróleo y/o gas, es
necesario conocer las características químicas y físicas de los fluidos presentes en el
mismo, debido a que los hidrocarburos son mezclas muy complejas en donde la presión
y la temperatura presentan variaciones en la composición de la mezcla durante su
extracción desde el yacimiento hasta la superficie.
El conjunto de pruebas para determinar las relaciones entre presión, volumen y
temperatura para las mezclas de hidrocarburos recopiladas se denomina análisis P. V.
T., que no es más que un conjunto de pruebas que se realizan en el laboratorio o
calculadas a través de correlaciones, para determinar las propiedades de los fluidos de
un yacimiento.
Gravedad Específica del Gas.
Para este trabajo de grado se realizó el PVT a través de la correlación de Brown, se
analizó como yacimiento de gas seco partiendo de la gravedad específica conocida.
La correlación de Brown patrocina la gráfica de presión y temperatura de gases
naturales, por lo que teniendo la Gravedad Específica del pozo CU-004, se estiman los
valores de la presión seudocrítica y temperatura seudocrítica (Ver Anexo II).
La corrección a los valores de la gráfica es despreciable, ya que se asume que no
existen contaminantes en la composición del yacimiento en estudio, por lo tanto:
= 0.63
Psc = 670 lpca
Tsc = 365 ºR
Factor de Compresibilidad del Gas.
Primeramente se calcula la presión y temperatura seudoreducidas:
Psr = P / Psc Psr = 5500 / 670 Psr = 1.49
Tsr = T / Tsc Tsr = 710 / 365 Tsr = 0.36
Se escogió el Método de Papay para el cálculo del factor de compresibilidad:
Z = 1-[( 3.52*Psr) / (10^(0.9813*Tsr)] + [(0.274*Psr^2) / ( 10^(0.8157*Tsr)]
Z = 0.96
Factor Volumétrico del Gas.
Con los valores de presión y temperatura conocidos, y el factor de compresibilidad
calculado se tiene:
Bg = 0.0282*(Z*T/P) Bg = 0.00066 PCY/PCN Eg = 331.05 PCN/PCY
Es decir que en un pie cúbico de gas a condiciones normales (14.7 lpca y 60 ºF)
ocupará un espacio de 0.00066 pie cúbico en el yacimiento a 1000 lpca y 132 ºF, o
bien, un pie cúbico de espacio poroso en el yacimiento de gas contiene 331.05 PCN.
Compresibilidad del Gas.
A continuación el cálculo de la compresibilidad isotérmica del gas a través del
método de Gopal, para un rango de presión y temperatura seudoreducida entre 5.4-15 y
1.05-3.0 respectivamente, que es el rango donde se encuentran los valores calculados,
se tiene la siguiente ecuación:
(dz/dp)t = (0.711 + 3.66*Tsr)^(-1.4667) = 0.031
Cr = (1 / Psr) – (1 / Z)*(dz / dp)t = 0.084
Cg = Cr / Psc = 1.26*10-4 lcp-1
Viscosidad del Gas.
Utilizando la correlación de Carr, Kobayashi y Burrows, se tiene lo siguiente:
gl = (1.709*10-5 – 2.065*10-6*g)*T + 8.188*10-3 – 6.15*10-3*log(g)
gl = 0.013 cp.
De la gráfica de correlación del cociente de viscosidad con presión y temperatura
seudoreducidas se tiene:
g / gl) = 1.2
g = gl * g / gl) g = 0.016 cp.
Densidad del Gas.
g = 2.70* (P*g) / (Z*T) g = 15.92 lbs /pie3
Porosidad.
Según la información suministrada por la empresa, que se encuentra en el Libro de
Reservas del Yacimiento 15 CU004 la porosidad es: 30%.
Permeabilidad.
Según la información suministrada por la empresa, que se encuentra en el Libro de
Reservas del Yacimiento 15 CU004 la permeabilidad es: 400 md.
Saturación de Agua.
Según la información suministrada por la empresa, que se encuentra en el Libro de
Reservas del Yacimiento 15 CU004 la saturación de agua: 20%.
Objetivo 4: Determinar el modelo más adecuado para lograr el agotamiento de la
Capa de Gas del Yacimiento 15 CU004.
Cálculos con los datos originales de Yacimiento.
GOES.
Varios de los pozos presentes en este yacimiento, fueron cerrados porque
solamente producían agua, igualmente dejaron de producir de la Arena 15A al
incrementar apreciablemente sus respectivas Relaciones Gas Petróleo, mostrando el
avance de la capa de gas. En la Tabla 4 se presenta las fechas en que dejaron de
producir de esta arena y la profundidad estimada del CGP en cada uno de ellos. En la
Figura se muestra la proyección del contacto gas-petróleo.
Tabla 4: Variación del CGP detectado en el Flanco Noroeste, Arena 15A, Yacimiento 015 CU004.
Campo Cumarebo
Avance del Contacto Gas Petróleo - Flanco Noroeste
-728
-783
-840
-851
-867
-781
-858
-840
-840 -840
-1.200
-1.150
-1.100
-1.050
-1.000
-950
-900
-850
-800
-750
-700
01/0
7/19
32
01/0
7/19
34
01/0
7/19
36
01/0
7/19
38
01/0
7/19
40
01/0
7/19
42
01/0
7/19
44
01/0
7/19
46
01/0
7/19
48
01/0
7/19
50
01/0
7/19
52
01/0
7/19
54
01/0
7/19
56
01/0
7/19
58
01/0
7/19
60
01/0
7/19
62
01/0
7/19
64
01/0
7/19
66
01/0
7/19
68
01/0
7/19
70
01/0
7/19
72
01/0
7/19
74
01/0
7/19
76
01/0
7/19
78
01/0
7/19
80
01/0
7/19
82
01/0
7/19
84
01/0
7/19
86
01/0
7/19
88
01/0
7/19
90
01/0
7/19
92
01/0
7/19
94
01/0
7/19
96
01/0
7/19
98
01/0
7/20
00
01/0
7/20
02
01/0
7/20
04
01/0
7/20
06
Prof
undi
dad
(pié
s bn
m) CGP01/06/2008 = 840'
Figura 19. Proyección del CGP en el Flanco Noroeste, Yacimiento 015 CU004 (Arena 15A).
POZO CGP(piès bnm) - Flanco Noroeste
Fecha Original Secundaria Proyeccion
CU- 33 10/07/1932 -840
CU- 69 17/12/1934 -728
CU- 83 17/08/1935 -851
CU- 87 27/04/1936 -783
CU- 33 17/06/1952 -867
CU- 69 21/03/1950 -781
CU-87 01/04/1937 -858
01/06/1963 -840
01/01/1990 -840
01/06/2008 -840
Tomando en cuenta los valores de petróleo y gas cercanos a la fecha de
abandono, se trazó una tendencia de estos datos, posteriormente las evaluaciones del
yacimiento realizados hasta el 2008 reflejan el contacto gas-petróleo a 840 pies, para la
división flanco noroeste, lo que indica que el contacto ha descendido 240 pies desde su
abandono, siendo su explicación el drenaje de fluídos que ha ocurrido en la misma.
En cuanto al flanco sureste, la profundidad del contacto gas petróleo es de 950
pies.
Tabla 5.Variación del CGP detectado en el Flanco Sureste, Arena 15A, Yacimiento 015
CU004.
POZO CGP(piès bnm) - Flanco Sureste
Fecha Original Secundaria Proyeccion
CU- 77 15/05/1935 -890
CU- 80 07/06/1935 -740
CU- 82 04/07/1935 -791
CU- 85 17/02/1936 -753
CU- 86 03/03/1936 -773
CU- 91 20/06/1936 -740
CU- 82 03/11/1950 -864
CU- 107 01/09/1961 -938
01/06/1963 -950
01/01/1990 -950
01/06/2008 -950
Campo Cumarebo
Avance Contacto Gas Petróleo - Flanco Sureste
-791
-773
-809
-740
-753
-740
-864
-938 -950
-950-950
-1.200
-1.100
-1.000
-900
-800
-700
15/0
5/19
35
15/0
5/19
37
15/0
5/19
39
15/0
5/19
41
15/0
5/19
43
15/0
5/19
45
15/0
5/19
47
15/0
5/19
49
15/0
5/19
51
15/0
5/19
53
15/0
5/19
55
15/0
5/19
57
15/0
5/19
59
15/0
5/19
61
15/0
5/19
63
15/0
5/19
65
15/0
5/19
67
15/0
5/19
69
15/0
5/19
71
15/0
5/19
73
15/0
5/19
75
15/0
5/19
77
15/0
5/19
79
15/0
5/19
81
15/0
5/19
83
15/0
5/19
85
15/0
5/19
87
15/0
5/19
89
15/0
5/19
91
15/0
5/19
93
15/0
5/19
95
15/0
5/19
97
15/0
5/19
99
15/0
5/20
01
15/0
5/20
03
15/0
5/20
05
15/0
5/20
07
Prof
undi
dad,
pié
s bn
m
CGP01/06/2008 =-950'
Figura 20. Proyección del CGP, Flanco Sureste, Yacimiento 015 CU004 (Arena 15A).
Tomando en cuenta los valores de petróleo y gas cercanos a la fecha de
abandono, se trazó una tendencia de estos datos, posteriormente las evaluaciones del
yacimiento realizados hasta el 2008 reflejan el contacto gas-petróleo a 950 pies, para la
división flanco noroeste, lo que indica que el contacto ha descendido 190 pies desde su
abandono, siendo su explicación el drenaje de fluídos que ha ocurrido en la misma.
En la Figura 21 se presenta sobre el mapa estructural del yacimiento, como ha
sido la movilización del CGP, hasta el 2.008.
Figura 7. Mapa Proyección de avance de fluidos (Np, Arena 15 A).
Figura 21. Avance del CGP y el CAP hasta 2.008, Yacimiento 015 CU004 (Arena 15A).
El GOES estimado en base a los mapas de isopropiedades es de 4225 MMPC.
Gas producido.
Lo primero será evaluar en cuanto tiempo se desea producir el GOES estimado
en el punto anterior, para ello se estiman varios rangos de tiempo y en función de esta
tasa de producción se evaluará la presión del pozo en el fondo del yacimiento.
GOES = 4225 MMPC
t1 = 5 años Q1 = 2,32 MMPCED
N
E
N
E
t2 = 10 años Q2 = 1,16 MMPCED
t3 = 20 años Q3 = 0,58 MMPCED
Estas tasas de producción están en el rango de producción actual de otros
yacimientos en el mismo campo, pero no se debe perder la óptica de que a mayor tasa
de producción el densifle de la capa de gas pudiera ser tan violento que causaría daños
al yacimiento, sin haber extraído todo el gas deseado.
Otro factor a considerar es la explotación primaria que sería por el método de
flujo natural, es decir, tomando en cuenta la presión de la estación de flujo donde llega
el pozo para que este pueda fluir solo a la superficie. Posteriormente cuando la presión
disminuya considerablemente se aplicará un método de recuperación secundaria que
por los momentos se visualiza el de inyección de gas en alta presión.
La presión de fondo del pozo deberá tener una diferencia de presión de 50 o 100
psi con respecto a la presión del yacimiento, esto igualmente con el fin de no impactar
la integridad y vida del yacimiento.
Si se asume un comportamiento lineal de la tasa de producción durante los 20
años con la actual presión del yacimiento se tendría el siguiente comportamiento:
Producción a 20 años
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Años
MM
PC
ED
0
200
400
600
800
1000
1200P
si
Figura 22. Comportamiento lineal de la tasa de producción del GOES a 20 años.
En base a este análisis se presenta a continuación la iteración de la presión de
fondo del pozo y el cálculo de la tasa de producción respectiva, utilizando la ecuación
de Darcy para fluidos gaseosos.
Pe = 1000 lpca
T = 132 °F
re = 6020 pies
rw = 0.35 pies
k = 400 md
h = 840 pies
g = 0.016 cp.
Qg = [0.703*k*h*(Pe2 - Pwf2)] / [T*(g*Z)avg*Ln(re/rw)]
Pwf1 = 990 psi Q1 = 0,569 MMPCED
Pwf2 = 950 psi Q2 = 0,512 MMPCED
Pwf3 = 900 psi Q3 = 0,397 MMPCED
Si se calcula la tasa de producción entre una variación de presión de hasta 100
psi con respecto a la presión del yacimiento, el comportamiento sería el siguiente:
Comportamiento de producción del pozo CU-04
900
920
940
960
980
1000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20Años
Psi
0.35
0.4
0.45
0.5
0.55
0.6M
MP
CE
D
Figura 23. Comportamiento de producción pozo CU-04 a 20 años
Objetivo 5: Determinar la Factibilidad Económica para el agotamiento de la Capa
de Gas del Yacimiento 15 CU004.
La producción comienza por llevar el petróleo y gas natural hasta la superficie. Una
producción de petróleo y gas de manera efectiva y coherente en relación a los costos es
la clave de una explotación exitosa para las empresas de la industria petrolera.
Quienes tienen bajo su responsabilidad el proceso productivo de la industria
petrolera, específicamente en el área de explotación y producción de hidrocarburos,
requieren de un continuo seguimiento para el mejoramiento de la productividad de los
pozos de petróleo y gas.
El yacimiento 15 CU-004 fue abandonado por su alto contenido de gas, en la década
de los 60’s aun el gas no era tan importante para el país. Hoy día el gas natural es la
base de muchos procesos petroquímicos, y como gas lift es el método de recuperación
más económico y confiable.
GAS DE FORMACIÓN PETROCUMAREBO
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
20,00
22,00
24,00
Ene-08 Feb-08 Mar-08 Abr-08 May-08 Jun-08 Jul-08 Ago-08 Sep-08 Oct-08 Nov-08 Dic-08
MM
PC
ED
PLAN REAL
Figura 24. Gas de Formación de Petrocumarebo del año 2008.
El campo Cumarebo presenta una cartera de proyectos amplia en cuanto a gas se
refiere, uno de los proyectos más importantes es el de abastecer el Complejo Refinador
Paraguana, quien actualmente está siendo alimentado por el Oriente y Occidente del
país, más sin embargo no llega a cumplir su objetivo de procesamiento de gas natural.
El yacimiento 15 CU-004 ofrece sin lugar a duda una tasa de producción confiable
para este proyecto, tomando en cuenta las variables de superficie que no fueron
evaluadas en este trabajo de grado por estar fuera del alcance de la investigación.
COMPLEJO REFINADOR PARAGUANÁ
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
140,00
Ene-08 Feb-08 Mar-08 Abr-08 May-08 Jun-08 Jul-08 Ago-08 Sep-08 Oct-08 Nov-08 Dic-08
MM
PC
ED
0
20
40
60
80
100
120
140
160
MM
PC
ED
APORTE PETROCUMAREBO APORTE EYP OCC. APORTE ICO TOTAL CRP PLAN CRP
Figura 25. Consumo del CRP año 2008.
A pesar de que este estudio basó su análisis, en el pozo con mayor producción de
gas, no es menos cierto que otros pozos del yacimiento con características similares en
la división noroeste, son confiables también como productores, manteniendo como
premisa la pequeña variación entre la presión estática del yacimiento y la presión de
fondo del pozo.
La división sureste, es menos productora de gas según los datos históricos, la
inversión para repotenciar los pozos y utilizarlos como pozos productores de gas sería
más alta que la que se invertiría en la división noroeste.
Se estima una ganancia económica de 1,09 MM$ con el precio del gas rico estimado
en 12,3 $/BL, desde la base del plan del CRP de 140 MMPCED, y con un poder
calorífico de 1358 BTU/PC.
Para el gas natural el precio se estima en 0,98 $/MMBTU, con un poder calorífico de
1295 BTU/PC, lo que estima una ganancia de 736,08 $ por 0,58 MMPCED de gas
producidos en el Yacimiento de Cumarebo.
CONCLUSIONES
El yacimiento 015 CU004 se encuentra localizado en la región Suroeste del campo
Cumarebo, se divide en los flancos sureste, central y noroeste, el flanco noroeste
presenta mayor concentración de la capa de gas. Durante la investigación se confirmó
que este yacimiento todos los pozos fueron completados, así como no existen pozos en
producción conjunta.
En cuanto a las propiedades petrofísicas del Yacimiento 15 CU004, se tiene, la
porosidad es 30%, la permeabilidad absoluta es 400 md, y la saturación de agua es
20%. El GOES estimado en base a los mapas de isopropiedades es de 4225 MMPC.
El modelo escogido para el desinfle fue basado en un análisis de producción para 20
años, se tiene que la tasa de producción está en el rango de producción actual de otros
yacimientos en el mismo campo.
La presión de fondo del pozo deberá tener una diferencia de presión de 50 o 100 psi
con respecto a la presión del yacimiento, esto igualmente con el fin de no impactar la
integridad y vida del yacimiento.
El yacimiento 15 CU-004 ofrece sin lugar a duda una tasa de producción confiable
para este proyecto, tomando en cuenta las variables de superficie que no fueron
evaluadas en este trabajo de grado por estar fuera del alcance de la investigación.
Se estima una ganancia económica de 1,09 MM$ con el precio del gas rico estimado
en 12,3 $/BL, desde la base del plan del CRP de 140 MMPCED, y con un poder
calorífica de 1358 BTU/PC. Para el gas natural el precio se estima en 0,98 $/MMBTU,
con un poder calorífico de 1295 BTU/PC, lo que estima una ganancia de 736,08 $ por
0,58 MMPCED de gas producidos en el Yacimiento de Cumarebo.
RECOMENDACIONES
Para lograr el agotamiento de la capa de gas en el campo Cumarebo se proponen
las siguientes recomendaciones con el fin de mejorar la confiabilidad, eficacia y
eficiencia en la entrega de gas a los clientes externos:
Realizar el cálculo del GOES por el Método de Balance de Materiales.
Se recomienda una base de datos que contemple la presión y flujo del gas
producido monitoreado diariamente con el fin de sincerizar las ganancias obtenidas
mensualmente o anualmente así proyectar las regalías para la fecha establecida del
proyecto.
Evaluar la factibilidad técnica-económica en los pozos del flanco central, que tienen
una capa de gas no despreciable.
Definir diseño de superficie, estimando cada parte del proceso con el fin de evaluar
las condiciones óptimas para el desinfle y así poder definir los procesos, recursos
humanos y técnicos, necesarios para la generación de los indicadores económicos,
que permitan determinar si el proceso genera beneficios de producción y
rentabilidad a la empresa.
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ANEXO II: GRAFICA DE PRESIÓN Y TEMPERARURA. CORRELACIÓN DE BROWN.
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