REPBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

MECNICA DE LA PERFORACIN DIRECCIONALPerforacin DireccionalLa perforacin direccional constituy el primer paso para el desarrollo de la tcnica de la perforacin horizontal. La perforacin direccional controlada es la tcnica que permite la desviacin intencional de un pozo desde la direccin vertical, siguiendo un determinado programa establecido en trminos de la profundidad y ubicacin relativa del objetivo, espaciamiento entre pozos, facilidades de ubicacin de la localizacin en el punto de superficie, buzamiento y espesor del objetivo a interceptar. Las operaciones de perforacin direccional controlada tambin se efectan para franquear un obstculo como puede ser alguna herramienta atascada en el hoyo, la realizacin de un desvo en el hoyo principal cuando las caractersticas del objetivo no resultan de inters en la perforacin de pozos de alivio para controlar otro pozo.

Aplicaciones

Este tipo de perforacin puede ser aplicada en ciertas circunstancias tanto en tierra como en costa afuera como casos donde existan impedimentos naturales o construcciones que no permitan colocar en la superficie directamente sobre el objetivo, el taladro. Para esto se ubica los elementos en un lugar y a cierta distancia adecuada para que luego desde all se perfore el hoyo direccional.Cuando ocurre un reventn incontrolable, por lo general se ubican uno o dos taladros en la cercana para poder llegar a un hoyo direccional hasta la formacin que es causante del reventn y por medio del bombeo de fluido de Perforacin contener el flujo desbordado.

Cuando por razones mecnicas insalvables se tiene que abandonar la parte inferior del hoyo, se puede, en algunas ocasiones, aprovechar la parte superior del hoyo para llegar al objetivo mediante la perforacin direccional y ahorrar tiempo, nuevas inversiones y ciertos gastos.Cuando no hay posibilidad de reacondicionar el pozo productor viejo se puede intentar determinarlo en el intervalo original u otro horizonte superior o inferior por medio de la perforacin direccional.Cuando no se detectan algunos sucesos geolgicos, como fallas, discordancias, adelgazamiento o ausencia de estratos, no se encuentra el objetivo, se podra desviar el hoyo intencionalmente.En el caso de abandonar un pozo productor agotado y cuando no existen riesgos mecnicos internos, se podra optar por la perforacin desviada para profundizarlo e investigar las posibilidades de otros objetivos.En tierra y costa afuera la perforacin direccional se ha utilizado ventajosamente para que desde un mismo lugar se perforen varios pozos.Causas que originan la perforacin direccional Evitar perforar domos de sal: cuando el yacimiento a explotar se encuentra entrampado baja la fachada de un domo salino y por razones operacionales no se desee atravesar. Perforar mltiples pozos desde una misma plataforma o macolla: desde una misma plataforma o macolla se pueden perforar varios pozos y reducir costos operacionales y de instalaciones de facilidades de produccin. Ejemplos: perforaciones costa afuera y en macollas en la Faja Petrolfera del Orinoco. Perforar pozos de alivio: es aquel pozo perforado para controlar un pozo en reventn y las operaciones para clausurar el pozo desde superficie se hacen muy difciles. La idea es contrarrestar las presiones que ocasionaron el reventn. Desviacin de un hoyo perforado originalmente (Side Track): es el caso de un pozo, en proceso de perforacin, que no marcha segn la trayectoria programada, bien sea por problemas de operaciones o fenmenos inherentes a las formaciones atravesadas. Ejemplo: no pudo recuperar pez en el hoyo, etc. Realizar control de desviacin: ocurre esencialmente en pozos verticales en lo que se atraviesan fallas, la cuales ocasionan una desviacin natural de la trayectoria. Desarrollo mltiple del yacimiento: cuando se desea drenar ms rpidamente el yacimiento y aprovechar ms eficazmente el espesor de los yacimientos. Ejemplo: pozos horizontales y multilaterales. Razones Econmicas: perforar en el continente es ms barato que perforar costa afueraVentajas. Permite la desviacin intencional de un pozo desde la direccin vertical. Ubicacin relativa del objetivo. Espaciamiento entre pozos. Facilidades de ubicacin de la localizacin en el punto de superficie. Buzamiento y espesor del objetivo a interceptar. Se efectan para franquear un obstculo como puede ser alguna herramienta atascada en el hoyo.Desventajas Requiere equipo especializado. Necesita que se agrande el hoyo en la cercana lateral del objetivo de perforacin. Es imposible correr registros en la seccin horizontal, y no pueden tomarse ncleo debido a lo severo del radio de curvatura. La longitud de drenaje del pozo, generalmente es menor de 300 pies.Herramientas utilizadasExisten en el mercado una gran variedad de herramientas que son tiles en la perforacin direccional: Mechas: son de tamao convencional con uno o dos chorros de mayor dimetro que el tercero, o dos chorros ciegos y uno especial, a travs del cual sale el fluido de perforacin a altas velocidades, tambin puede ser utilizada una mecha bicono con un chorro sobresaliente. La fuerza hidrulica generada erosiona una cavidad en la formacin, lo que permite a la mecha dirigirse en esta direccin. Este es un mtodo utilizado normalmente en formaciones blandas y semiblandas.

Cucharas deflectoras (guiasonda): son piezas de acero en forma de cuchara con la punta cincelada. Cuchara removible: se usa para iniciar el cambio de inclinacin y rumbo del pozo, para perforar al lado de tapones de cemento o para enderezar pozos desviadores. Consta de una larga cua invertida de acero, cncava en un lado para sostener y guiar la sarta de perforacin. Posee una punta de cincel en el extremo para evitar el giro de la herramienta y de un tubo portamecha en el tope para rescatar la herramienta. Estabilizador: un cuerpo estabilizador es sustentado giratoriamente por el sub estabilizador, donde el cuerpo estabilizador permanece sustancialmente estacionario en relacin con el pozo de sondeo a medida que gira la sarta de perforacin. Al menos una pala estabilizadora es sustentada por el cuerpo estabilizador, siendo la pala estabilizadora extensible radialmente desde el estabilizador para encajarse con la pared lateral del pozo de sondeo. Cada pala estabilizadora es extensible y retirable desde el cuerpo estabilizador independientemente de las dems. MECNICA DE LA MECHA DE PERFORACINMecha

Es la herramienta encargada de penetrar la corteza terrestre, tambin se denomina (barrena, broca o trpano) que en cierto sentido, es el punto central de todo el equipo de perforacin rotatoria, esta montada en el extremo inferior de la columna de perforacin y se sujeta a los porta mechas con una junta de tubera.

Mecanismo de accin

La mecha constituye una herramienta bsica del proceso de perforacin del hoyo, logrando as ser el eje central de toda operacin de perforacin y se utiliza como elemento cortador para penetrar las formaciones de petrleo y gas. El rendimiento de una mecha va depender de muchos factores, incluso de una adecuada eleccin, tanto de las mechas mismas como de los parmetros de perforacin y del sistema hidrulico. Si durante la perforacin de un largo intervalo la mecha encuentra un cambio de formacin, el control de estas variables permite, perforar un hoyo al menor costo por pie, lo cual tiene que ser el objetivo primordial al momento de disear una mecha.

Clasificacin y tipos de mechas

La clasificacin de las mechas va a depender de otros factores, como esta va ligada con el fluido de perforacin y se dispone para descargarse por los orificios de salida de la mecha, de modo que se pueden llamar mechas de arrastre o de conos, cada una de ellas posee caractersticas especficas que permiten subdividirla en tipos, conforme a lo mostrado en la siguiente tabla: CLASESCARACTERSTICASTIPOS

De arrastreLos cortadores forman parte integral de la mecha.-De cortadores de acero-De diamantes naturales-De diamantes-Policristalinos.

De conosLos cortadores estn unidos a dos o tres piezas cnicas, las cuales giran alrededor de su eje (tricnica).-De dientes maquinados.

-De insertos.

El xito o fracaso de un proyecto de perforacin depende en gran parte de la seleccin de la mecha o barrena ya que estas deben cumplir con una serie de condiciones previas al inicio de la operacin. Ciertamente la primera y se dira que la ms importante condicin es el aspecto geolgico.

MTODOS DE PERFORACIN PARA POZOS DESVIADOS, HORIZONTALES Y MULTILATERALES

Muchos factores tcnicos y geolgicos influyen para que un pozo se pueda cavar de manera vertical, mientras ms profundo se encuentra el yacimiento que buscamos, ms control hay que tener sobre la trayectoria de la barrena para mantener el hoyo recto.

De las experiencias derivadas de desviaciones accidentales en la perforacin vertical surgi la idea de desplazar lateralmente los hoyos de manera intencional con el fin de obtener mejores resultados. Esta tcnica comenz a utilizarse a partir de los aos treinta, y con ella se desarrollaron las herramientas adecuadas para obtener precisin en el ngulo de desviacin requerida.

Esta nueva tcnica hizo posible que desde el mismo lugar se perforen varios pozos, y resulta muy ventajosa en las perforaciones costafuera, donde desde una misma plataforma acutica, o isla artificial, se obtiene un conjunto de pozos el cual es llamado macolla de pozos.Pozos Horizontales

La perforacin horizontal es una derivacin directa de la perforacin direccional. Con la aplicacin de esta tcnica se puede perforar un pozo direccionalmente hasta lograr un rango entre 80 y 90 de desviacin a la profundidad y direccin del objetivo a alcanzar a partir del cual se iniciar la seccin horizontal. Si un pozo horizontal es perforado paralelamente al plano de la arena aumenta el rea de contacto entre el pozo y la formacin; esto puede implicar que ste no sea totalmente horizontal. En realidad existen muy pocos pozos horizontales debido a que los yacimientos regularmente presentan buzamiento. Esto se refleja en un incremento de la productividad del pozo con respecto a un pozo vertical.

FinalidadLos pozos horizontales se realizan con la intencin de perforar los horizontes productivos, en una gran extensin horizontal y no limitarse solo al espesor neto de las formaciones que es el caso de perforaciones de tipo convencional.Mtodo de perforacin para pozos horizontales

El mtodo de perforacin horizontal nos permite la instalacin subterrnea de ductos de tuberas con diferentes fines, cuando en la colocacin de dichos ductos, es necesario sortear zonas urbanas de alto transito, pistas de aterrizaje, caudales de agua permanente, o zonas en la cuales es imposible detener las operaciones cotidianas, la perforacin horizontal dirigida se presenta como la mejor opcin para la colocacin de ductos.

Mtodo de completar un agujero de pozo que tenga un conducto dispuesto en el mismo, donde por lo menos las porciones terminales inferiores del agujero y del conducto se posicionen de forma sustancialmente horizontal en una formacin subterrnea.Pozos Desviados

La perforacin de estos pozos puede ser usada para muchos de los propsitos de los pozos horizontales y adicionalmente para: Yacimientos de espesor grande donde la relacin / es baja y/o existen barreras significativas a la permeabilidad vertical. Yacimientos lenticulares

Yacimientos en capas

Finalidad

Alcanzar un objetivo determinado, generalmente laubicacinen el fondo del pozo, suele encontrarse en un rea inaccesible desde superficie.Mtodos de perforacin para pozos desviados

Existen varios mtodos de desviar un pozo. Desviando se quiere decir cambiar la inclinacin y/o direccin de un agujero. Los mtodos ms comunes usados hoy son:

1. Ensamble de fondo: Antes de la invencin, las herramientas y de los motores, las sartas estabilizadas fueron (BHA) fueron utilizadas para desviar el agujero. Un ensamble de fondo es conformado por barrena, el estabilizador, escariadores, Drill Collars, subs y herramientas especiales. Algo ms sencillo que se corre en el agujero para perforar, la conforma una barrena, Drill Collars y tuberas de perforacin y es a menudo la ms usada. El uso de este ensamble limita la perforacin direccional y normalmente es utilizado para secciones verticales del agujero dnde la desviacin no es un problema.2. Deflexin por tobera: El mtodo de desviacin de un pozo por medio de Tobera (JETTING) era el mtodo ms comn utilizado en formaciones suaves. Este mtodo se ha utilizado con xito a las profundidades de 8,000 pies (2,400m); sin embargo la economa de este mtodo y la habilidad de otras herramientas de perforacin direccional limitan su uso. Una formacin conveniente para toberear debe seleccionarse cuidadosamente. Debe haber suficiente potencia de impacto hidrulico disponible y la formacin debe ser bastante suave para ser corrodo por un chorro de lodo a travs de una tobera de la barrena.

3. Utilizacin de cuchara: La cuchara para abrir-agujero recuperable es una herramienta de perforacin direccional vieja que es raramente usada en las desviaciones para abrir-agujero hoy. La cuchara se fija a un BHA flexible que incluye una pequea barrena.4. Los motores de fondo: Hay dos tipos predominante de motores de fondo impulsados por el flujo de lodo; 1) El de turbina que es bsicamente un centrfugo o bombeo axial y 2) El de desplazamiento positivo (PDM). Las turbinas fueron muy utilizadas hace algunos aos pero ltimamente el PDM es el mecanismo de batalla principal para taladrar un pozo direccional. Pozos Multilaterales

Consisten bsicamente en un hoyo primario y uno o ms hoyos secundarios que parten del hoyo primario, cuyo objetivo principal es reducir el nmero de pozos que se perforan, adems de optimizar la produccin de las reservas.

Los pozos multilaterales usan drenajes horizontales mltiples desde un pozo primario para reducir el nmero de pozos necesarios para drenar el reservorio. Los multilaterales requieren pocos cabezales, reduciendo el costo de las terminaciones submarinas y las operaciones de enlace. La tecnologa de pozo delgado reduce la perforacin, los costos de terminacin y produccin a travs del uso de pozos pequeos.Finalidad

El objetivo principal de los pozos multilaterales es reducir el nmero de pozos que se perforan, adems de optimizar la produccin de las reservas. Cuando se descubren mltiples formaciones productivas en un solo pozo, se pueden introducir columnas de tubos en un mismo pozo para cada una de las formaciones, y el petrleo y el gas de cada una de estas se dirigen a su respectiva tubera, sellando para esto los espacios anulares entre la columna de tubos y el revestimiento.MODELOS COMPUTARIZADOS DE POZOS

Son Sistemas de software innovadores utilizados en conjunto con los sistemas de levantamiento artificial. Empezaremos con una breve descripcin acerca de estos mecanismos de empuje del petrleo a la superficie que pueden ser naturales o artificiales. Se sabe que el petrleo puede ser extrado como consecuencia del empuje por la presin natural interna existente en el yacimiento (mtodos naturales) o por mtodos artificiales que requieren de la implementacin de herramientas cada vez ms sofisticadas y por supuesto del ingenio y conocimiento del recurso humano.

Una de las maneras de organizar toda esa informacin es haciendo simulaciones numricas con los datos obtenidos y as crear predicciones de lo que pudiera ocurrir. Gracias a esto se pueden tomar decisiones ms certeras sobreposibles mtodos de recuperacin, cambiosenlaspresionesdelyacimiento, entre otras. Mtodo dePapado pulos

Consiste en graficar un papel doblemente logartmico, el bombeo en el eje vertical, contra el tiempo en que ocurre cada abatimiento en el eje horizontal. La escala a utilizar debe ser la misma en que se encuentran graficadas las familias de curvas patrn de Papado pulos; posteriormente se sobrepone la grfica de los abatimientos obtenidos de la prueba de bombeo, sobre las curvas patrn, haciendo coincidir la curva de los abatimientos con alguna de ellas. Conociendo las curvas de la familia Papado pulos que sigue el mismo patrn de los abatimientos obtenidos en la prueba de bombeo y aplicando formula sencilla, determinan los parmetros hidrolgicos de transmisibilidad y coeficiente de almacenamiento.

Con este mtodo se puede determinar el abatimiento de un pozo con almacenamiento de agua dentro del agujero. La gama de simuladores convencionales Drillsim

Desarrollados y fabricados por Drilling Sistems es una solucin para entrenamiento avanzada que cumple con los requerimientos de los operadores, contratistas de perforacin, compaas de servicio y universidades de ingeniera petrolera para ambos ambientes operacionales mar y tierra

Es un sistema de cuatro tableros, cada tablero mide 400mm x300mm.Elsimuladorhasidodiseadoparaelinstructorambulante. El programa diagnstico XDIAG

Presenta una tecnologa bastante avanzada que trabaja con la ecuacin de onda y es ideal para sistemas con bombeo mecnico. Permite, entre otras cosas; analizar centenares de pozos en perodos de 24 horas, calcular un estimado bastante bueno de la produccin tomando los datos de la curva de IPR y adems es compatible para trabajar con toda clase de bombas. Su principal ventaja es que maximiza la vida til de la bomba.USO DE DINAMICA DE POZOS

Las inestabilidades en la produccin son indeseables y juegan un papel crucial durante la vida productiva y la ltima recuperacin de cualquier yacimiento. Estas inestabilidades pueden surgir o ser gobernadas por la interaccin entre el pozo y el yacimiento. Las inestabilidades en la produccin estn subdivididas en dos grupos. En primer lugar, el fenmeno dinmico que ocurre naturalmente; tal como conificacin y acumulaciones de gas, petrleo o condensado en una tubera de gas. Segundo, el fenmeno dinmico de produccin; tal como cierre, limpieza despus de un tratamiento de estimulacin y levantamiento por gas. La existencia de escalas de tiempo y espaciales, para distintos fenmenos que ocurren naturalmente o por produccin dinmica, cuyos valores estn basados en experiencias; son las que permiten mostrar que hay algunos fenmenos que presentan una cierta cantidad de superposiciones. En estas reas de superposicin se espera que la dinmica del pozo sea influenciada fuertemente por la dinmica del yacimiento y viceversa.

Las simulaciones son ampliamente usadas para predecir la produccin de petrleo y gas. El estado actual de estas simulaciones es usar un modelo dinmico de pozo, combinado con algn modelo analtico de yacimiento; o usar un modelo dinmico combinado de yacimiento, ya sea con tablas de levantamiento o con un modelo de pozo en estado estable. La desventaja de estos modelos es el hecho de que ellos subestiman la pre-mencionada interaccin pozo-yacimiento y, por consiguiente, suministra pronsticos de produccin no reales en casos donde las interacciones pozo-yacimiento juegan un papel crucial.

Unas pocas partes han aceptado la importancia de estas interacciones y estn trabajando sobre simuladores dinmicos acoplados pozo-yacimiento. Esto surge debido a la necesidad de tomar en cuenta la interaccin entre el yacimiento dinmico y el comportamiento (tambin dinmico) del pozo; cuando se investiga la optimizacin de un recurso de produccin. Para simular el fenmeno dinmico en el pozo y en el yacimiento, han sido usados una herramienta de simulacin dinmica de pozos multifsicos (OLGA) y un simulador dinmico de yacimiento multifsico (MoReS). Ambos simuladores han sido conectados usando un esquema explcito.

Dentro del marco de la investigacin del Sistema Integrado Enfocado a la Produccin de Petrleo (ISAPP, por sus siglas en ingls), se acoplaron una herramienta de simulacin dinmica de pozo multifsico y un simulador dinmico de yacimiento multifsico, usando un esquema explcito. El principal beneficio es el hecho de que el modelo acoplado es capaz de conectar modelos complejos de yacimiento y pozo de manera de representar un recurso realista. En este artculo, el simulador dinmico de pozo; el simulador dinmico de yacimiento y el simulador dinmico acoplado pozo-yacimiento; han sido usados para simular un caso de prueba (real) a manera de comparar las diferencias entre los resultados de la simulacin. Dicho caso consiste en un pozo horizontal con tres secciones de influjo ubicadas en un hoyo delgado. Se investigaron una serie de escenarios: fenmeno ocurriendo naturalmente, por ejemplo conificacin; y dinmica de produccin, por ejemplo cierre del pozo; que juegan un rol crucial durante las diferentes etapas de la vida del pozo.

Descripcin del modelo.A manera de manipular los modelos complejos de pozo y yacimiento, por ejemplo terminacin de un pozo horizontal multizona; como el simulador dinmico de yacimiento se seleccion MoReS y se escogi OLGA como el simulador dinmico de pozo. El acoplamiento entre los modelos de pozo y yacimiento dinmicos se hizo explcitamente en Matlab.Para este estudio se us un hoyo delgado que contiene tres fases segregadas, por ejemplo agua, petrleo y gas. La delgada capa de petrleo contiene un pozo horizontal con tres vlvulas para control de influjo (ICVs, por sus siglas en ingls), las cuales pueden ser controladas individualmente.

Modelo dinmico de yacimiento: MoReS es un simulador de yacimiento capaz de manejar yacimientos fracturados y no fracturados. Fue diseado para un amplio rango de aplicaciones de simulacin. Es importante recordar que entre las caractersticas del yacimiento estudiado se encuentra la presencia de una capa de gas. Modelo dinmico de pozo: OLGA es un simulador de flujo multifsico de una dimensin. Es usado para simular el comportamiento del flujo transiente y los perfiles de presiones del pozo, desde el fondo hasta el cabezal. Modelo dinmico acoplado: el acoplamiento entre OLGA y MoReS ha sido hecho en Matlab. OLGA tiene una caja de herramientas de Matlab la cual hace posible la comunicacin entre ellos durante las simulaciones. MoReS se est comunicando con Matlab va archivos I/O (datos de entrada/salida). La interfaz entre el pozo y el yacimiento es el lmite natural entre los dos. Cada punto de influjo es modelado como un productor separado en el simulador de yacimiento. Los 17 productores predefinidos del simulador de pozo alimentan al simulador de yacimiento con las presiones de fondo calculadas por productor (punto de influjo) a una variacin en el paso del tiempo dada. De manera simultnea, el simulador de yacimiento alimenta al simulador de pozo con el flujo msico y la fraccin de gas y agua por pozo productor. El simulador acoplado tiene los mismos lmites que los simuladores individuales de pozo y yacimiento, por ejemplo la presin de cabezal constante y las condiciones del lmite sin flujo en el campo ms lejano. El principal beneficio del modelo acoplado es que las condiciones lmite, en parte del pozo horizontal, son reemplazados por un lmite del pozo dinmico para el modelo de yacimiento dinmico y viceversa. Los dos simuladores corren siempre en paralelo.

El uso de esta herramienta de simulacin acoplada, es necesaria cuando la interaccin pozo-yacimiento juega un papel decisivo en la estimacin u optimizacin de la produccin. Por consiguiente, se realizaron varios estudios para observar dicha interaccin dinmica durante: la irrupcin de gas, al haber conificacin; el cierre y apertura de un pozo, ante una prueba DST e incluso para la simulacin de un cambio sinusoidal al ajustar las vlvulas para control de influjo. Los resultados de las simulaciones de pozos, yacimientos y pozo-yacimiento acoplado, todos ellos dinmicos; son presentados y se da una visin general de los casos donde los resultados de las simulaciones del acoplado son significativamente ms precisas en comparacin a las simulaciones autnomas de pozo o yacimiento.

Cuando se evalu la conificacin de gas, las simulaciones acopladas y no acopladas dan un comportamiento diferente de la presin transiente despus de la irrupcin de gas. El modelo dinmico de pozo en el modelo dinmico de yacimiento, resulta en presiones transientes mucho ms rpidas despus de rpidos cambios en la fraccin de gas. Adems, la simulacin acoplada da una mejor prediccin del efecto del levantamiento por gas natural que el simulador de yacimiento dinmico que usa curvas de levantamiento. Una consecuencia directa es una mejor prediccin de la produccin ptima para el control de la conificacin de gas. La influencia del modelo dinmico de pozos sobre las presiones transientes y una prediccin ms exacta del efecto del levantamiento por gas natural seguida llevan a concluir que la simulacin acoplada debe ser usada si se requiere una simulacin precisa u optimizacin de la produccin de petrleo durante la irrupcin de gas.

Para las simulaciones de apertura y cierre, la importancia de la simulacin acoplada es visible en las regiones donde la dinmica del pozo (almacenamiento del hoyo) juega un papel.

El simulador acoplado debe ser usado si ocurren fenmenos de pequeas escalas de tiempo, en el orden de menos de un da. La interaccin pozo-yacimiento juega un papel crucial y no puede ser negado. Para grandes escalas de tiempo, las transientes de pozo y yacimiento no coinciden parcialmente y, el simulador acoplado y del yacimiento dinmico dan resultados similares. Para muy largas escalas de tiempo, el simulador dinmico autnomo del yacimiento, el acoplado y el de pozo dinmico; darn los mismos resultados.

El simulador acoplado ha sido probado en un caso de prueba realista. El prximo paso ser simular un campo real y comparar los resultados de la simulacin acoplada con la informacin de campo medida.EQUILIBRIO GRAVEDAD-PRESION CAPILAREs la diferencia de presin entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante.

En un sistema poroso, se observa que las fuerzas inducidas por la mojabilidad preferencial del medio con uno de los fluidos se extiende sobre toda la interfase, causando diferencias de presin mesurable entre los dos fluidos a travs de la interfase. Cuando los fluidos estn en contacto, las molculas cerca a la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas. Si la interfase es curveada la presin sobre un lado (cncavo con respecto al fluido ms denso) excede la del otro lado (convexo con respecto al fluido ms denso), luego, esa diferencia es la presin capilar. El concepto de la presin capilar como caracterstica de una roca porosa result de la representacin de fenmenos capilares en tubos de dimetro pequeo (capilares).La interfasede un sistema petrleo-agua enun tubo dedimetro grandees plana porque las fuerzas en las paredes del tubo se distribuyen sobre un permetro grande y no penetran en el interior. Por lo tanto, las presiones de los fluidos en las interfaces son iguales.Los poros de las rocas son anlogos a los tuboscapilares. En dimetros pequeos, las fuerzas inducidaspor la preferenciahumectabledel slido poruno de losfluidos se extiende sobre toda la interfase, causando diferenciales de presin entre los dos fluidos a travs de la interfase.

Es la magnitud de la saturacin de agua en un reservorio, para una altura determinada, esta controlada por:

1.- La estructura porosa de la roca.2.- La densidad de los fluidos.3.- Las caractersticas de energa superficial.

El efecto de la estructura porosa se determina a partir de lascurvasde presin capilar determinadas en el laboratorio. Los poros enlas rocasreservorio son consideradas anlogos a lostuboscapilares si se toma en cuenta los dimetros son pequeos.Las fuerzas capilares presentes en el yacimiento, se originan por la accin molecular de dos o ms fluidos inmiscibles (petrleo, agua y gas), que coexisten en dicho medio poroso. stas son realmente las fuerzas retentivas que impiden el vaciamiento total del yacimiento. DISTRIBUCION INICIAL DE LOS FLUIDOS

La porosidad es la que determina la capacidad de almacenamiento de fluido que posee la roca, ya que es el porcentaje de volumen total de la roca que representa al volumen poroso. Por ende para estimar la cantidad de hidrocarburos presentes en un yacimiento, es necesario determinar la fraccin del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes.Precisamente la fraccin del volumen poroso ocupado por gas, petrleo o agua es lo que denominamos saturacin. Las ecuaciones matemticas que representan la saturacin de los fluidos son las siguientes:Este parmetro es muy importante en la determinacin de la factibilidad de un proyecto de inyeccin de agua en la distribucin inicial de los fluidos en un yacimiento de petrleo que se encuentra en equilibrioEn efecto, cuanto mayor sea la saturacin de petrleo en el yacimiento al comienzo de la invasin, mayor ser la eficiencia de recobro y, si ste es elevado, el petrleo sobrepasado por el agua ser menor y el retomo de la inversin por lo general, ser mayor. Igualmente, la saturacin de petrleo residual que queda despus de la invasin, est relacionada con la adaptabilidad del proceso, y mientras ms se pueda reducir este valor, mayor ser el recobro final y mayores las ganancias. Por esa razn la mayora de los nuevos mtodos de desplazamiento de petrleo tienen como objetivo lograr reducir la saturacin de petrleo residual detrs del frente de invasin.

Tambin es de gran inters conocer la saturacin inicial de agua connata, esencialmente para determinar la saturacin de petrleo inicial: bajas saturaciones de agua significan grandes cantidades de petrleo que quedan en el yacimiento despus de las operaciones primarias. Leverett y Lewis20 y otros autores21'22 han mostrado experimentalmente que el recobro de petrleo, como una fraccin del volumen poroso, mediante empuje por gas en solucin es independiente de la saturacin de agua connata.La presin capilar afecta la distribucin inicial de los fluidos, pudindose calcular la zona de transicin entre el petrleo y el gas y entre el agua y el petrleo. PERMEABILIDAD RELATIVA, PRESION CAPILAR. MICROESTRUCTURA

DE LA ROCA Y FLUJO MULTIFASE

Permeabilidad relativa

Un trmino adimensional implementado para adaptar la ecuacin de Darcy a las condiciones de flujo multifsico. La permeabilidad relativa es la relacin entre la permeabilidad efectiva de un fluido en particular, con una saturacin dada, y la permeabilidad absoluta de ese fluido en condiciones de saturacin total. Si en una roca existe un solo fluido presente, su permeabilidad relativa es de 1,0. Esta permeabilidad puede ser expresada en porcentaje o fraccin. El clculo de la permeabilidad relativa permite la comparacin de las diferentes capacidades de los fluidos para fluir en su respectiva presencia, ya que la presencia de ms de un fluido por lo general inhibe el flujo.

Las mediciones de la permeabilidad relativa son usadas para describir cuantitativamente el transporte simultneo de dos o ms fluidos inmiscibles a travs de una roca de formacin. Estas mediciones dependen principalmente de las saturaciones de los fluidos. Las pruebas del flujo de fluidos en los sistemas de drenaje e imbibicin son elaboradas usando el mtodo de estado estable y no-estable.Permeabilidad Relativa Agua-PetrleoBuckley y Leverett derivaron una expresin de la Ley de Darcy la cual relaciona el flujo fraccional con la relacin de la permeabilidad relativa. El flujo fraccional de petrleo, agua o gas puede ser determinado de las pruebas de laboratorio.

Existen varios factores que influyen en la permeabilidad relativa agua petrleo. Las caractersticas de un yacimiento estn afectadas por la litologa de las rocas que lo componen. La permeabilidad relativa agua petrleo es funcin de: Geometra de los poros de las rocas del yacimientoSegn muchos investigadores, la geometra de los poros influye en la permeabilidad relativa agua petrleo. Esto se debe a que existen ciertas propiedades que afectan la geometra de los poros y a su vez la permeabilidad relativa agua petrleo, las cuales son: Tamao de los granos, Forma de los granos, Escogencia de los granos, Arreglo de los granos y Arcilla intergranular

Estos parmetros estn relacionados y afectan las propiedades del yacimiento tales como: permeabilidad, porosidad, saturacin de agua irreducible. En general, exmenes microscpicos han demostrado que rocas con grandes poros interconectados y correspondientes a pequeas reas superficiales presentan una gran diferencia entre la saturacin inicial de agua y la saturacin residual de petrleo.

Permeabilidad Relativa Gas-Petrleo.La permeabilidad relativa Gas-Petrleo es realizada para investigar las caractersticas de flujo del yacimiento, el cual est produciendo por gas en solucin, expansin de la capa de gas o donde una recuperacin secundaria por inyeccin de la capa de gas est planeada. El clculo de la permeabilidad relativa gas petrleo se basa en el mismo principio fsico que la prueba de permeabilidad relativa agua petrleo. Las principales diferencias son: Debido a las diferencias de viscosidades entre el y el petrleo, el punto de ruptura ocurre muy temprano. La fase no mojante es representada por el gas y la fase mojante por el petrleo.Presin capilar

La presin capilar es la diferencia de presin a travs de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, cuando se ponen en contacto en un medio poroso.

Siempre que dos o ms fluidos coexistan en un sistema de tubos capilares, la combinacin de la tensin superficial y la curvatura debida a los tubos capilares ( tubo capilar) hace que las dos fases experimenten diferentes presiones. A medida que las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha encontrado que estas diferencias de presin tambin cambian. La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como presin capilar.El efecto de la estructura porosa se determina a partir de las curvas de presin capilar determinadas en el laboratorio. Los poros en las rocas reservorio son consideradas anlogos a los tubos capilares si se toma en cuenta los dimetros son pequeos.

Las rocas de baja permeabilidad presentan altas presiones capilares y zonas de transicin de un gran espesor, mientras que las rocas de alta permeabilidad presentan menores presiones capilares y delgadas zonas de transicin.

Cuando dos fluidos inmiscibles estn en contacto dentro de los poros, una superficie curvada se forma entre los dos. La presin en el lado del fluido no mojante de la interfase (Pnw), es mayor que la presin para el lado del fluido mojante (Pn). Esta diferencia de presiones se define como presin capilar (Pc).

Pc=Pnw-Pw

Pueden hacerse dos tipos de pruebas de presin capilar:

La de drenaje y la de imbibicin.Las pruebas de presin capilar de drenaje tienden a duplicar la acumulacin de petrleo en el yacimiento y se emplean para estimar las saturaciones iniciales de agua.

Las pruebas de presin capilar por imbibicin se usan para predecir la extraccin de petrleo por empuje de agua.

Microestructura de las rocas

Texturas: Es el tamao y la forma de los cristales. Se basan en que existe una textura general cristal oblstica y est ligada a su formacin. Estn formadas por un conjunto de cristales llamados blastos. Al fenmeno de formacin de blastos se le llama blstesis y ste conlleva la desaparicin de la roca previa que recibe el nombre de protolito. La textura general es cristaloblstica, y tiene cuatro tipos principales. Granoblstica: Est formada por un mosaico de cristales equidimensionales con una estructura de empaquetamiento. Tienen una estructura triple de 120. Ocurre en mrmoles, en cuarcitas y las corneanas.

Lepidoblstica: Est caracterizada por cristales planares que se orientan segn la cara 001. Dan planos y los cristales son paralelos entre s. Se da en los filosilicatos.

Nematoblstica: Corresponde a la presencia de cristales aciculares. Se disponen segn el eje C y estn formando dentro de la roca paralelos al eje C. Se da en los anfboles (inosilicatos) que representan un dispositivo de superficie de exfoliacin.

Porfidoblstica: Est caracterizada por la presencia de cristales grandes, generalmente idiomorfos (simtricos) en una matriz que ser de cualquier otro tipo de textura. La matriz puede ser afantica o fanertica. Fanertica es aquella que con la roca en la mano vemos los cristales de la matriz y afanertica cuando esto no ocurre.

Existe la posibilidad de combinar las texturas.

Microestructuras

La blstesis se produce en un campo de esfuerzos, los cristales estarn orientados en la direccin de alivio. Esta orientacin le da a la roca una anisotropa clara: esquistosidad. Dentro de la esquistosidad se pueden encontrar seis microestructuras.

Esquistosidad grosera: Si una roca detrtica sufre una pequea metamorfosis, puede que haya filosilicatos que se orientan, pero los granos de arena siguen igual no hay blstesis. Slaty cleavagegrosero: Ya se ha formado una fbrica plana fina de filosilicatos que tienen una separacin entre ellos de menos de 1mm, en un conjunto de una matriz abundante afantica. El plano de esquistosidad es neto, y el metamorfismo bajo. Slaty cleavage: Es una fbrica plana totalmente homognea y continua definida por la orientacin plana de filosilicatos en toda la roca: pizarras y filitas. Foliacin metamrfica: Hay una microestructura que presenta unos cristales visibles. Presenta filosilicatos en franjas alternantes con cristales en textura nematoblstica o granoblstica: Es esquistosidad en sentido estricto. Esquistosidad de cronulacin: Se presenta cuando hay una esquistosidad previa y sufre una deformacin que da lugar a micropliegues. Los micropliegues dan estructuras diferentes si se unen los flancos. Esquistosidad milontica: Se produce en el metamorfismo dinmico. Presentan una superficie de esquistosidad anastomosada. Existe una direccin de anisotropa y en su interior se presentan superficies que chocan con las de esquistosidad produciendo heterogeneidad: milonitas.

Existen otro tipo que tienen inters por la estructura que producen.

Ndulos: Cuando tenemos unas partes de la roca donde existe un grupo de cristales de estructura granoblstica en una lepidoblstica o nematoblstica: pizarras mosqueadas.

Bandeado composicional: Tenemos unas bandas de composicin mineral diferente sobre una superficie. Se aplica a las rocas que heredan los cristales que forman las bandas. Sombras de presin: Son zonas que quedan protegidas, son los cristales heredados. Esquistosidad interna en porfidoblastos y sombras de deformacin: Tenemos un esquisto, un granate, y cuando lo estudiamos, vemos que tiene incursiones de cristales que siguen una esquistosidad diferente que indica una esquistosidad anterior. Arcos poligonales: Existe un grupo de cristales que est formando una estructura que corresponde a charnelas de pliegues previos. Venas minerales: En un esquisto ocurre que suele haber venas de un mineral concreto que se han formado despus de la roca metamrfica.Flujo multifase Se entiende como flujo multifase a todo flujo en el cual se encuentran presente ms de un fluido, donde las fases son asumidas mezcladas sobre escalas de longitud mayores que las escalas de longitud moleculares. El flujo multifase es el movimiento de gas libre y de lquido, el gas puede estar mezclado en forma homognea con el lquido o pueden existir formando un oleaje donde el gas empuja al lquido desde atrs o encima de l, provocando en algunos casos crestas en la superficie del lquido, puede darse el caso en el cual el lquido y el gas se mueven en forma paralela, a la misma velocidad y sin perturbacin relevante sobre la superficie de la interfase gas-lquido.Equilibrio multifase: la zona no saturada no contaminada presenta cuatro fases diferentes, como se ve en el esquema, aire, suelo, agua y la fase lquida no acuosa o hidrocarburo.Cuando dos fluidos inmiscibles coexisten en equilibrio en un medio poroso, estn repartidos segn las leyes de la hidrosttica y de la capilaridad. La reparticin de fluidos depende de la dimensin de los poros, del ngulo de contacto, de la tensin interfacial y de las saturaciones.

Cuando dos fluidos inmiscibles (agua e hidrocarburo) coexisten en equilibrio en un medio poroso como es un acufero, estn repartidos siguiendo las leyes de la hidrosttica y de la capilaridad. La distribucin de fluidos depender, entre otras cosas, de la dimensin de los poros, del ngulo de contacto, de la tensin interfacial y de las saturaciones.

Dada la complejidad del proceso de transporte de los hidrocarburos por el subsuelo es conveniente definir algunos parmetros que sirven para modelizar este movimiento, tambin conocido como de flujo multifase.

Radio de saturacin: es la fraccin del espacio total del poro llena de lquido. El total de todos los radios de saturacin, incluido el del aire resulta ser la unidad. Tensin interfacial: un lquido en contacto con otra sustancia (slido, lquido o gas) posee una energa que es el resultado de la diferencia del grado de atraccin de las molculas de la superficie entre ellas con la del grado de atraccin de otra sustancia. Mojabilidad: se define como la capacidad de posee un lquido para esparcirse sobre una superficie dada. Es una funcin del tipo de fluido y de la superficie slida. En base a la mojabilidad, los fluidos pueden clasificarse en:-Mojantes: Son aquellos que tienen la mayor tendencia a adherirse a la roca, por lo general es el agua ya que la mayora de las rocas yacimiento son preferencialmente mojadas por agua.-No mojantes: Los que no se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente.

El ngulo de contacto es usado para medir el grado de mojabilidad. En el caso de un fluido mojante, el ngulo de contacto es menor a 90.

Si el contacto es mayor a 90, el fluido es referido como no mojante.

Histresis: fenmeno que ocurre cuando la tensin interfacial y la mojabilidad son diferentes o cuando la interfase lquido-lquido no acuoso est avanzando o retrocediendo sobre una superficie slida. Presin de capilaridad: cuando dos lquidos inmiscibles estn en contacto, se forma entre ellas superficie que tiende a curvarse.