Presiones en Formaciones de Reservorio

3.4.2 Gradiente de Presión en una Formación

El gradiente de presión en una formación es aproximadamente de 1 psi/ft (22.5 kPa/m).

3.4.3 Presión Normal en una Formación de Reservorio

• En teoría: Se requiere que todos los poros se encuentren interconectados.
• En práctica: La deposición de sedimentos que formará el estrato debe ser lenta, para permitir a los fluidos del estrato migrar hacia la superficie durante el proceso de compactación que se da debido a la presión ejercida por los estratos superiores.
• La presión de poro es normal cuando el gradiente de presión se encuentra en: 0.433 psi/ft ≤ ( ) normal ≤ 0.52 psi/ft

3.5.2 Obtención de Presiones de Poro Subnormales

● Superficie inferior ● Elevación

3.8 Métodos para Determinar la Presión Promedio

● Presión promedio de pozos ● Presión promedio de áreas ● Presión promedio de volumen

3.4 Ecuación de Presión Promedio de Área y de Volumen

● Presión promedio de área ● Presión promedio de volumen

P_RESERVORIO= P_RESERVORIO=

Cuando la presión de poro es diferente a la presión normal es conocida como:

• Presión anormal (por encima de la presión normal)
• Presión subnormal (por debajo de la presión normal)

Propiedades del Gas Natural

4.1 Facilidad de Flujo del Gas Natural en Comparación con el Petróleo

El flujo de gas natural es más fácil de producir en un pozo en comparación con el petróleo debido a:

1. La baja densidad y viscosidad del gas natural.

4.1 Variación de la Densidad y Características del Gas Natural

La densidad y otras características del gas natural varían de acuerdo a:

1. Composición, condiciones de presión y temperatura.

Es más fácil recuperar un reservorio de gas que de petróleo por las características moleculares: viscosidad y densidad.

Factor Volumétrico del Gas (Bg)

Unidades del factor volumétrico del gas y cómo se obtiene: Se obtiene dividiendo el volumen de gas natural en condiciones de reservorio entre el volumen ocupado por el mismo gas natural en condiciones estándar.

4.1 Composición del Gas Natural

Comportamiento del Factor Volumétrico del Gas (Bg) con la Presión

• En la gráfica Bg vs P_RESERVORIO, si el gas disminuye a medida que la presión aumenta: El Bg disminuye.
• En la gráfica Bg vs P_RESERVORIO, si el gas se expande más a medida que disminuye la presión: El Bg aumenta.
• El factor volumétrico del gas vs la presión, en condiciones de producción, ¿cómo se encuentra el factor Bg de un gas?: Mayor Bg.

Comportamiento de la Viscosidad del Gas con la Presión y Temperatura

• En la viscosidad del gas vs la presión, a medida que la presión disminuye, ¿qué sucede con la viscosidad del gas si la temperatura se incrementa?: Aumenta la viscosidad.
• En la viscosidad del gas vs la presión, cuando la presión es elevada y a medida que la temperatura se incrementa, ¿qué sucede con la viscosidad del gas?: Disminuye la viscosidad.

Comportamiento del Factor Z con la Presión

En la gráfica de variación del factor Z en función de la presión de reservorio, a medida que el factor Z se aproxima a 1, la presión del reservorio se aproxima a 0. Esto quiere decir que a presiones bajas el gas natural actúa como: Gas ideal.

4.3.2 Factor Z de Compresibilidad para Gases

El factor Z de compresibilidad para gases puede ser tomado como la desviación del comportamiento perfecto o ideal.

4.2.1 Ecuación de Estado para Gases Ideales

Ley de Boyle: P * V = constante Ley de Charles: V/T = constante Ley de Avogadro: V/n = constante

Condiciones para un Gas Ideal

1. El volumen ocupado por las moléculas de gas es insignificante con respecto al volumen ocupado por el gas.
2. No existen fuerzas de atracción o repulsión entre las moléculas o entre las moléculas y las paredes del contenedor.
3. Todas las colisiones de las moléculas son perfectamente elásticas, esto significa que no existe pérdida de energía interna después del choque.
4. La presión ejercida por el gas se debe a la colisión de las moléculas con las paredes del contenedor.

Determinación Experimental del Factor Z

Z=

Determinación de la Viscosidad

• Carr, Kobayashi y Burrows
• Lee, Gonzales y Eakin

Porosidad

Tipos de Porosidad

La porosidad catenaria y la de cul-de-sac forman: La porosidad efectiva.

Métodos de Medición de la Porosidad

La porosidad puede ser medida (fuentes) por 3 métodos:

● Registro de pozo ● Estudio sísmico ● Medición directa de las muestras de núcleo

5.5 Registros Utilizados para Estimar la Porosidad

● Registro sónico ● Registro de densidad ● Registro de resonancia magnética ● Registro de neutrón ● Registro de resistividad (no muestra un perfil de porosidad)

Dimensiones de las Muestras Cilíndricas de Núcleo

● Diámetro: 1,5 pulgadas ● Longitud: 2,5 pulgadas

5.8 Métodos para la Determinación del Volumen Total en Laboratorio

• Desplazamiento volumétrico (por gravedad y volumétrico)
• Medición de las dimensiones del núcleo

5.10 Métodos para Determinar el Volumen de Poro

• Método de desplazamiento (por gravedad y volumétrico)
• Método de expansión de gas (ley de Boyle)

Ecuación de Archie para la Porosidad

Θ= Esta y la segunda ecuación de Archie son aplicadas de forma común en el análisis de registro de pozos cuando las formaciones no tienen arcillas.

Medición Directa de la Porosidad

• Volumen total de la muestra
• Volumen de la matriz o volumen de granos
• Volumen de poro

Presiones en la Etapa Upstream

En la etapa upstream, las presiones que se presentan pueden dividirse en dos tipos:

• Presiones estáticas (se presentan en la etapa de producción y perforación)
• Presiones dinámicas

Presión de un Fluido Estático

La presión de un fluido es la fuerza aplicada perpendicularmente sobre una superficie con la cual está en contacto.

La presión de un fluido no depende del volumen o la masa del fluido.

Gradiente de Presión

Definido como el cambio en presión a lo largo de una distancia.

Influencia de la Temperatura en la Densidad del Agua

Otro factor que afecta la densidad del agua es la temperatura. Al incrementarse la temperatura, la densidad del agua se reduce, por lo tanto, reduciendo el gradiente de presión del agua. Este factor afecta al petróleo crudo y gas natural.

Gradiente de Presión de Agua Dulce y Agua Salada

• Agua dulce: Utilizado en la gravedad específica de los crudos. 0,433 psi/ft – 9,81 kPa/m – 62,37 lb/ft³ – 8,33 lb/gal
• Agua salada: La salinidad del agua salada varía de acuerdo a la región geográfica, profundidad, temperatura, etc. El gradiente de presión del agua salada es variable. 0,455 psi/ft, 65,64 lb/ft³, 8,75 lb/gal, 10,31 kPa/m

Presión de Poro

Está en el rango de la presión normal, puede ser diferente a la presión normal. En general, está entre la presión hidrostática y la presión de sobrecarga.

Origen de la Presión de Poro Anormal

• Movimiento tectónico
• Deposición rápida
• Estructura del reservorio
• Represurización de reservorios
• Levantamientos
• Diagénesis de las arcillas
• Domos salinos y deposiciones mixtas