AMBIENTES DE SEDIMENTACIÓN CARBONATADA
Los diferentes tipos de ambientes donde se lleva a cabo los depósitos carbonatados incluyen: marinos, lacustres, depósitos de caliche o calcreta, agua dulce , espeleotemas y carbonatos eólicos.
AMBIENTES MARINOS
El ambiente marino somero carbonatado presenta una distribución global actual restringida comparada con los períodos geológicos de la historia de la Tierra. Mares carbonatados tan extensos como los que existieron durante el Ordovícico, Devónico, Mississíppico y Cretácico no existen actualmente.
Existen diferencias fundamentales entre los depósitos carbonatados terrígenos y marinos. Mientras que los terrígenos son producto del intemperismo químico y físico de las rocas preexistentes que han sido transportados a la cuenca de depósito, los sedimentos carbonatados marinos se derivan de una precipitación “in situ” dentro de la misma cuenca.
En el ambiente marino hay una producción considerable de carbonato permaneciendo la mayor parte en el lugar donde se precipitó, debido a la presencia de organismos que no solo secretan el CaCO3, sino que también lo utilizan para la construcción de sus conchas o esqueletos (Fig. 1). Sin embargo, es importante considerar que parte del sedimento carbonatado producido en el ambiente marino, puede llegar a sufrir un cierto transporte por la acción del viento, oleaje, corrientes, etc., ya sea a áreas continentales, al borde de la plataforma o a las profundidades marinas.
Constituyentes A B C
Algas calcáreas 22.8 25.1 18.0
Moluscos 15.8 17.5 12.2
Foraminíferos 11.7 9.0 17.3
Corales 9.0 9.3 8.2
Espículas 3.6 4.3 2.1
Tubos de gusanos 1.8 1.4 3.0
Crustáceos 1.2 1.4 0.7
Briozoarios 0.3 0.4 Trazas
Limo 13.2 13.9 11.7
Arcilla con (agujas aragoníticas) 10.2 7.8 14.8
Minerales (> cuarzo) 2.8 3.9 0.5
CaCO3 5.5 5.3 6.0
Oolitas 0.8 0.4 1.6
Pellets 1.3 Trazas 3.8
Agragados 0.2 --- 0.8
Total 100.2 99.7 100.7
Fig. 1 Distribución de constituyentes de los sedimentos carbonatados modernos. A) 50 muestras de Florida y 24 de Las Bahamas. B) 50 muestras de Florida. C) 24 muestras de Las Bahamas. Modificada de Pettijhon (1975).
En general, las plataformas de ambientes carbonatados se desarrollan en áreas donde el influjo de terrígenos no existe o es mínimo; una de las razones por las que actualmente existen solo algunas de éstas. El aporte de terrígenos en la mayor parte de las márgenes continentales afecta directamente el crecimiento de los organismos productores de carbonatos, especialmente en los constructores de arrecifes. Como resultado, los arrecifes se desarrollan en áreas donde no existe una fuente de terrígenos, como es el caso del Golfo Pérsico, la Plataforma de Yucatán y las Bahamas. En estas plataformas existe un equilibrio dinámico entre la producción de carbonatos y la subsidencia, para permitir acumulaciones gruesas y mantener la profundidad adecuada para favorecer continuamente el aporte de CaCO3.
Características del ambiente marino.- El ambiente marino se divide en dos zonas (Fig. 2): A) La zona bentónica que incluye el piso o fondo oceánico, desde la línea de costa hasta las profundidades mayores. Las formas marinas que viven, ya sea fijas al sustrato, deslizándose, como enterradores o nadadores, se les conoce como organismos bentónicos. Dentro de ésta misma, la zona de litoral yace entre la marea alta y baja, la zona de sublitoral sobre la plataforma continental y la zona batial sobre el talud continental; la zona abisal corresponde a las planicies abisales y la hadal a las trincheras. B) La zona pelágica representa la porción acuosa de los mares. Dentro del ambiente pelágico, la zona nerítica es el cuerpo de agua que cubre desde la zona costera hasta los límites de la plataforma continental, y la zona oceánica es aquella que está asociada con las profundidades mayores en las cuencas oceánicas.
Fig. 2 Perfil esquemático mostrando las subdivisiones ecológicas tanto del piso oceánico como del cuerpo de agua. Simplificado de Friedman (1978).
Procesos químicos y físicos.- La composición del agua de mar a través de los océanos es más o menos constante; aunque muchos elementos han sido identificados, solo seis iones forman el 99% del volumen de agua de mar (Fig. 3). Los elementos más abundantes son el Cl y el Na, por lo que la composición química de agua se exprese generalmente en medidas de cualquiera de estos dos iones.
Una expresión de la composición química del agua marina es la salinidad, la cual es comúnmente expresada como partes por mil (o/oo). La salinidad promedio es de 35 o/oo y puede variar de lugar en lugar. Mientras que un aporte constante de agua dulce por medio de los ríos y la lluvia reduce la salinidad, la evaporación en climas áridos la aumenta. Otra de las características químicas importantes del agua marina que influyen en el depósito de carbonato de calcio incluyen: el Ph, la cantidad de gases disueltos (O y OH) y el Eh.
El Ph es el logaritmo negativo de base 10 del ión hidrógeno de una solución y representa la medida cuantitativa que determina si una solución es alcalina o ácida. El Ph del agua de los ríos es de ligeramente alcalino a ligeramente ácido; mientras que el Ph en la superficie del agua del mar tiende a ser casi constante con un valor de 8.3. Cuando el Ph disminuye en el agua de mar, el carbonato de calcio se disuelve, por lo que en aguas cálidas y mares someros la disolución de la aragonita y la calcita por procesos inorgánicos casi no se presenta (Fig. 4).
Fig. 4 Efectos del pH (aproximadamente 25 grados C) sobre la solubilidad del CaCO3, cuarzo y la sílica amorfa. Modificada de Friedman (1978).
En lo que respecta a la cantidad de gases disueltos, se ha demostrado que al aumentar la profundidad, el carbonato de calcio se disuelve ya que la concentración de CO2 aumenta y el Ph disminuye, llevándose a cabo dicha acción.
El Eh o potencial redox es una medida relativa de la intensidad de oxidación o reducción en solución, esto es, la concentración de electrones en una solución. Aunque los procesos de oxido-reducción son comúnmente biológicos, otros son más bien químicos. En los ambientes sedimentarios, el Eh y el Ph son interdependientes, por lo que conociendo los límites de estabilidad del agua, se puede trazar en un diagrama el Eh como ordenada y el Ph como abscisa y mostrar los campos para cada uno de éstos.
La producción de sedimentos carbonatados ocurre típicamente en regiones cálidas, someras y en latitudes bajas; sin embargo, su producción también se puede dar en climas más fríos. En base a posiciones latitudinales se reconocen dos grupos dominantes de organismos, mientras que los tropicales incluyen a los corales y las algas verdes, los de latitudes altas incluyen a los moluscos y foraminíferos, considerando también a los corales ahermatípicos de aguas frías.
Los procesos físicos tales como la fotosíntesis, la respiración, la evaporación, la lluvia y el aporte de agua dulce por ríos, afecta la producción de carbonatos. A estos procesos se le agregan la gravedad, el oleaje, las mareas, las corrientes y la bioturbación.
Tipos de ambientes carbonatados recientes.- De acuerdo a las facies sedimentarias dominantes se presentan cinco tipos de ambientes: armazón de arrecifes orgánicos, sedimentos arrecifales y acumulaciones de sedimentos, bancos orgánicos, acumulaciones de lodo calcáreo y planicies de mareas o sabkas.
1) Armazón de arrecifes orgánicos.- El término arrecife se define como un armazón carbonatado resistente al oleaje. Términos relacionados son biostroma y bioherma. El primero se refiere a una acumulación de restos biogénicos en capas ( p.e. crecimiento de algáceos); mientras que el segundo se refiere a una acumulación “in situ” de organismos sedentarios a veces formando montículos. Consecuentemente, no todos los arrecifes son biohermas.
El rango anual de temperatura en los arrecifes actuales es de 15 a 32; mientras que el de la salinidad está entre 35,000 y 37,000 ppm. El rango relativamente pequeño de salinidad es característico de áreas marinas con abundancia de organismos, ya que la mayor parte de éstos son muy sensibles a los cambios de salinidad y no pueden sobrevivir a éstos por un tiempo largo.
La flora calcárea de los arrecifes está dominada por dos familias de algas: las verdes (Codiacea) y las rojas (Corallinacea)(Fig. 5). La fauna es extremadamente variada y consiste principalmente de corales, moluscos, equinodermos, foraminíferos, anélidos, briozoarios y crustáceos.
2) Sedimentos arrecifales. Una de las características más sobresalientes de los sedimentos arrecifales es su origen biogénico exclusivo. El total de sedimentos producidos se deriva de cinco grupos principales de organismos: corales, algas coralinas, algas verdes, foraminíferos y moluscos. Así mismo, se presentan variaciones locales en partículas no biogénicas como ooides e intraclastos. Los sedimentos arrecifales incluyen también partículas carbonatadas acumuladas en bancos o apiladas por transporte físico, principalmente en barras, dunas y planicies deltaicas.
Aunque la arena es el tamaño de grano más abundante en el arrecife, también se encuentran gravas pobremente clasificadas. La textura del sedimento arrecifal es el resultado de tres factores principales: el tipo de organismos que construyen el armazón, la actividad del oleaje y la desintegración producida por los mismos organismos.
La desintegración biogénica del material arrecifal es una contribución importante para el volumen y la textura de estos sedimentos. Numerosos organismos se alimentan del arrecife produciendo pellets que forman también parte de los sedimentos. Otros, como el erizo y la estrella de mar, son destructores ya que“raspan” constantemente la superficie arrecifal. Por otro lado, los holotúridos o “pepinos de mar”, se alimentan de las partículas disgregadas en el piso marino. Además, se considera a los gasterópodos como los principales productores de pellets. Los organismos horadantes como pelecípodos, bacterias, esponjas y algas, contribuyen no solo a desintegración del sedimento, sino que también a la textura del arrecife.
Dentro de las acumulaciones actuales son comunes los ooides, los cuales se encuentran en flujos constantes y niveles altos de agitación. Los ooides se forman a profundidades menores a los 5 metros, algunas veces en áreas de intermarea, a lo largo de las plataformas (Bahamas) o cerca de los canales de marea (Costa Trucial del Golfo Pérsico); por lo que las corrientes de marea son los procesos dominantes para las facies oolíticas.
Las acumulaciones eólicas en ambientes subaéreos son comunes a lo largo de una plataforma carbonatada costera, y guardan una similitud con las acumulaciones terrígenas en morfología y estratificación interna. Ocurren con cualquier otro tipo de sedimento que se genera sobre el nivel del mar. Las secuencias de este tipo que llegan a cementarse se les conoce como eolianitas. Actualmente se presentan en las Bahamas, en las Bernudas, en la Península de Yucatán y en la costa sureste de Australia.
3) Bancos orgánicos.- Las partículas detríticas biogénicas pueden acumularse por la acción del oleaje y corrientes, así como por entrampamiento especialmente por organismos bentónicos. Estos bancos orgánicos muestran una gran diversidad de formas y tamaños, dependiendo de la profundidad del agua, procesos locales, influjo terrígeno, etc. Las partículas esqueletales incluyen: equinodermmos, moluscos, algas, foraminíferos, briozoarios y corales. Los foraminíferos planctónicos llegan a ser abundantes en la plataforma externa y son buenos indicadores para determinar la profundidad. La bioturbación es muy intensa, excepto en las marcas de oleaje y en la estratificación cruzada cuando éstas se presentan en los depósitos.
Estos bancos pueden ser locales y solo de algunos metros de espesor; aunque pueden extenderse por cientos de kilómetros y acumularse cientos de metros de sedimentos carbonatados. Ejemplos de este tipo de depósito han sido interpretados para el Devónico y el Cretácico.
4) Acumulaciones de lodo calcáreo.- Áreas extensas de lodo calcáreo se presentan en ambientes modernos y probablemente estuvieron ampliamente distribuidos en el pasado. El mineral primario es la aragonita y se presenta como granos en forma de agujas y algunas micras de largo. Son comunes en áreas marinas someras protegidas del oleaje y corrientes, a una profundidad menor a los 4 metros.
El sustrato en estos ambientes es más bien estable con una capa gruesa de carpetas algáceas (Thalassia) y algas verdes (Penicillus, Halimeda). Son comunes también moluscos, los cuales constituyen la fracción más gruesa del sedimentos. Aunque el sedimento está dominado por lodo, hay una fracción más gruesa de arenas finas.
Algunos autores consideran que el lodo es derivado principalmente del alga Penicillus, la cual produce partículas de aragonita en forma de aguja; sin embargo, la desintegración de conchas de moluscos puede producir el mismo efecto.
Típicamente estos depósitos presentan una bioturbación intensa por infauna y raíces. El resultado es una facies lodosa, masiva y sin estructura.
Áreas extensas de plataformas están formadas por acumulaciones de pellets ovoides de probable origen fecal; sin embargo, debido a las alteraciones diagenéticas y dificultades en determinar el origen, estas estructuras se han denominado con el término peloide o peletoide.
Lodos calcáreos someros dominan actualmente los ambientes carbonatados de los bancos de las Bahamas y la bahía de Florida.
5) Planices de marea y Sabkas.- Dentro de los ambientes carbonatados, este término se emplea para aquellos ambientes de intermarea en general; mientras que el término sabka representa planicies de mareas controladas por el viento y el nivel del agua subterránea. En el Medio Oriente, vientos fuertes remueven los sedimentos detríticos del ambiente de intermarea a menos de que guarde cierta coherencia por humedad.
Las mareas producidas por el viento forman un aspecto importante para la dinámica de estas planicies, en las cuales son comunes: carpetas algáceas, huellas de desecación, minerales evaporíticos y dolomita. Como resultado de la evaporación alta así como de la influencia marina, salinidades extremas dan lugar a la precipitación de yeso.
La característica más notable de estos ambientes es el desarrollo de algas estromatolíticas, tal como ocurre en la Bahía de Shark al oeste de Australia, que representa la mejor localidad de estudio para este tipo de algas, las cuales son muy comunes en el registro geológico y se considera como una de las estructuras orgánicas más antiguas que se conocen (Fig. 7). El margen oeste de la isla de Andros en el Banco de la Gran Bahama, es una de las planicies de marea carbonatada más extensas del mundo, ya que se extiende más de 150 kilómetros en dirección norte-sur. Esta costa se caracteriza por una energía baja y mareas lunares de 17 a 41 cEl sabka se desarrolla como resultado del depósito de lodo calcáreo y detritos biogénicos por procesos diagenéticos primarios. El crecimiento de minerales evaporíticos como el yeso y la anhidrita, junto con la dolomita, juegan un papel importante en la formación de estos los depósitos. Aguas subterráneas llegan a saturarse para generar el yeso y pueden generar la precipitación de halita en superficie.
El sureste del Golfo Pérsico está limitado por planicies carbonatadas extensas de intermarea y supramarea o sabkas costeros. El sabka mejor conocido es el que se extiende casi 200 kilómetros a lo largo de la costa de Abu Dhabi.
AMBIENTES CONTINENTALES
Los ambientes continentales están representados por el depósito de tufas, travertinos (calizas formadas por evaporación en manantiales y ríos) y margas.
La tufa es un material fino, poroso y esponjoso que se presenta como un depósito delgado. Los carbonatos son depositados sobre las plantas en crecimiento y comúnmente se marcan impresiones de hojas o tallos, en una estructura reticular y débil. Estos sedimentos están restringidos principalmente a depósitos cuaternarios. La tufa más densa y durable se encuentra actualmente asociada con lagos ligeramente hipersalinos, como el lago piramid de Nevada y el lago Bonneville. Algunos depósitos de tufa forman montículos o domos a lo largo de lagos someros antiguos.
El travertino es una caliza más densa y bandeada, común en las cavernas calcáreas donde se forman las estalactitas y estalagmitas. Al igual que la tufa, está asociado a depósitos relativamente pequeños del reciente. Las aguas calcáreas frías o calientes en los manantiales, pueden llegar a formar depósitos de calcita alrededor de éstos. Las localidades más famosas por presentar este tipo de calizas son Mammoth, Hot Springs y el Parque Yellowstone en Estados Unidos.
Las margas son carbonatos débilmente cementados que se acumulan actualmente en lagos de agua dulce. Ciertas plantas como el Chara, típica de este tipo de lagos, pueden obtener el bióxido de carbono por fotosíntesis en solución, precipitando el carbonato de calcio como una corteza en las hojas o tallos de las plantas. Esta corteza es extraída lentamente para ser depositada posteriormente en el fondo del lago.
El caliche se puede encontrar en el registro geológico como nódulos pequeños o capas continuas en las partes superiores de los ciclos aluviales depositados bajo condiciones climáticas áridas. Algunos caliches bajo el microscopio muestran cuerpos pisolíticos en anillos concéntricos de calcita rellenando fisuras; así como en diferentes grados de reemplazamiento de cuarzo detrítico y feldespato en estructuras bandeadas concéntricas semejantes a las estructuras producidas por algas. Este tipo de pseudooncolitos y cuerpos pisolíticos se consideran relacionados a pisolitas de suelos bauxíticos y lateríticos
jueves, 23 de junio de 2011
diseño de revestidores
El Propósito de Instalar una Tubería de Revestimiento
Para permitir la perforación y completación de un pozo, es necesario “delinear” el agujero perforado con tubería de acero/tubería de revestimiento. Una vez que está este en su lugar, es cementada, soportando la tubería de revestimiento y sellando el espacio anular para:
Reforzar el agujero.
Aislar formaciones inestables/fluyendo/bajo balance/sobre balance.
Prevenir la contaminación de reservorios de agua fresca.
Proveer un sistema de control de presión.
Confinar y contener fluidos y sólidos producidos por perforación/completación/
Actuar como conducto para operaciones asociadas (perforación, trabajos con línea de acero, completación y mas sartas de revestimiento y tubería) con dimensiones conocidas (ID’s, etc.)
Sostiene el cabezal de pozo y sartas de tubería de revestimiento adicionales.
Sostiene el BOP y el arbolito.
1. PROPIEDADES DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.
La tubería de revestimiento viene usualmente especificada por las siguientes propiedades:
• Tamaño: Diámetro exterior y grosor de la pared
• Peso: Peso por unidad de longitud
• Grado del acero resistencia a la tensión
• Tipo de conexión: diseño geométrico de las roscas o acople
• Rango: Longitud de la junta
Las normas API aportan formulas con las que se calcula el comportamiento de tuberías de revestimiento.
1.1 Diámetro exterior y grosor de la pared
El diámetro exterior se refiere al cuerpo de la tubería determina el tamaño mínimo del agujero en el que puede ser corrida la tubería de revestimiento.
El grosor de la pared determina el diámetro interno de la tubería y por lo tanto el tamaño máximo de la barrena que puede ser corrida a través de la tubería.
La tolerancia permitida en lo que se refiere a diámetro exterior y grosor de la pared, es dictada por API Spec. 5CT. Como regla general:
Diámetro exterior de la TR >= 4½” Resistencia + 1.00%, - 0.50%
Diámetro exterior de la TR < 4½” Resistencia ± 0.031% Grosor de la pared Resistencia – 12.5% 1. 2 Peso por unida de longitud O peso nominal de la tubería de revestimiento es utilizado principalmente para identificar tubería de revestimiento durante el ordenado. Los pesos nominales no son exactos y están basados en el peso teórico calculado de una tubería con roscas y acoples, de 20 pies de longitud. 1.3 Grado del acero Las propiedades mecánicas y físicas de la tubería de revestimiento dependen de la composición química del acero y el tratamiento de calor que recibe durante su fabricación. API define nueve grados de acero para tubería de revestimiento: H40 J55 K55 C75 L80 N80 C95 P110 Q125 1. 4 Tipo de conexión Hoy en día existen múltiples tipos de conexiones disponibles en el Mercado. La selección de una conexión adecuada debe ser basada en la intención de aplicación, el desempeño requerido y el costo. En tuberías de revestimientos, superficial e intermedia si la presión diferencial a través de la conexión es de > 7,500 psi, la opción preferente es la de utilizar roscas Premium.
Una rosca API con un diseño de acoples mejorado puede ser utilizado, a pesar de que sus cualidades de sellado no son muy confiables.
Se encuentra disponibles seis conexiones genéricas. Estas son:
• Api 8-redonda, stc o ltc
• Api btc
• Sello metal-con metal, con roscas y cuplas
• Sello metal-con-metal, reforzada e integral (o acoplada)
• Sello metal-con-metal, formada e integral (descarga)
• Soldada a, reforzada e integral
1.5 Rango.
Los tramos o juntas de revestimiento no son fabricados en longitudes exactas. API ha especificado tres rangos entre los cuales debe encontrarse la longitud de las tuberías.
Los estudios y conexiones que el API, ha generado una gran cantidad de referencia y especificaciones, que en muchos casos se aplican en cada una de las etapas en que se utiliza las tuberías.
Es decir primero los fabricantes producen las tuberías requeridas acorde a las especificaciones de fabricación y pruebas recomendadas por el API, además desde un punto de vista del diseño, se utiliza las condiciones de desempeño estipuladas en los boletines y finalmente, se aplican las recomendaciones para el uso adecuado de las tuberías.
2. TIPOS DE REVESTIDORES
Existen principalmente 5 tipos de tubería de revestimiento instalados en la perforación en tierra, estas son:
a. Sarta de Conducción
b. Tubería Superficial de Revestimiento
c. Tubería Intermedia de Revestimiento
d. Tubería de Revestimiento de Producción o Explotación.
e. ”Liner”
Pero en la perforación de pozos costa afuera se agrega una tubería de revestimiento mas esta es:
a. Tubería “Stove”, Conductor Marino, Tubería Superficial
2.1 Sarta Conductora
La sarta es instalada para proteger la superficie de la erosión por el fluido de perforación utilizada para apoyar formaciones no-consolidadas, proteger arenas de aguas frescas de ser contaminadas y reviste cualquier depósito poco profundo de gas. La sarta es usualmente cementada a la superficie en tierra y al lecho marino costa afuera. Esta es la primera sarta a la que se instala la columna de BOP. En caso de que se utilicen BOP’s de superficie (es decir autoelevables) la sarta de conducción también sostiene el cabezal de pozo, el arbolito y sartas de revestimiento subsecuentes.
De acuerdo a las exigencias, los diámetros más comunes para sartas primarias son: 95/8, 103/4, 133/8, 16 y 20 pulgadas. La profundidad a la cual puede colocarse una sarta de estos diámetros en el hoyo está en función del peso nominal (kg/metro de tubo), que se traduce en la capacidad de resistencia en tensión, aplastamiento y estallido.
2.2 Tubería Superficial de Revestimiento
Provee protección contra arremetidas para la perforación más profunda, soporte estructural para el cabezal de pozo y sartas de revestimiento subsecuentes y es muchas veces utilizada para aislar formaciones problemáticas. La sarta se encuentra, ya sea cementada a la superficie o en el interior de la sarta de conducción.
Se instala para proteger las formaciones de agua dulce y evitar que las formaciones sueltas de derrumbarse dentro del pozo. También sirve de anclaje a la BOP para controlar problemas con zonas de presión anormal. El revestimiento debe ser lo suficientemente resistente para soportar la BOP, y capaz de resistir las presiones de gas o fluidos que puedan encontrarse cuando la perforación vaya a mayor profundidad que este revestimiento.
2. 3 Tubería Intermedia de Revestimiento
Una sarta de tubería intermedia de revestimiento es comúnmente colocada cuando es probable que un pozo encuentre un influjo y/o perdida de circulación en el agujero descubierto proveyendo de esta manera protección contra arremetidas al mejorar la fuerza del pozo. La altura del cemento es determinada por el requisito del diseño de sellar cualquier zona de hidrocarburo y de flujos de sal. El tope del cemento no necesita estar dentro de la sarta superficial de revestimiento.
También puede ser instalado después de zonas de alta presión, de forma que se pueda usar un lodo más liviano cuando se reanude la perforación.
Comúnmente los diámetros más escogidos para la sarta intermedia son: 85/8, 95/8, 103/4 y 113/4 pulgadas.
2.4 Tubería de Revestimiento de Producción o Explotación
Es la última sarta de revestimiento en un pozo, usualmente puesta encima o a través de una formación productora. Este revestimiento aísla el aceite y el gas de fluidos indeseables de la formación de producción o de otras formaciones perforadas por el hueco. Sirve de protección para la tubería de producción y demás equipo utilizado en el pozo.
Este es el nombre que se aplica a la tubería de revestimiento que contiene la tubería de producción y podría estar potencialmente expuesta a fluidos del reservorio. La misma podría ser extendida hasta la superficie como una sarta integral o ser una combinación de un “Liner” de producción (7”) y la tubería de revestimiento de producción anteriormente colocada (9-5/8”). El propósito de la tubería de revestimiento de producción o explotación es la de aislar las zonas productoras, permitir el control de reservorio, actuar como un conducto seguro de transmisión de fluidos/gas/condensado, a la superficie y previene influjos de fluidos no deseados.
La serie de diámetros más comunes para la sarta final son: 41/2, 5, 51/2, 65/8, 7 y 75/8 pulgadas.
2. 5 "Liner” o Tubería Corta de Revestimiento
Un liner será suspendido será colgado a corta distancia por encima de la zapata anterior y será cementada a lo largo de toda su longitud para asegurar un buen sellado al aislar el espacio anular. Muchas veces un empacador de “liner puede ser instalado como una segunda barrera, por precaución. Pozos HP/H, que incorporan un “liner” largo podrían ser cementados solo en la zapata y forzar el traslape. Los “liners” permiten una perforación más profunda, separar zonas productoras, de formaciones de reservorio y puede también ser instalado para propósitos de la realización de pruebas.
Se baja en un pozo profundo para evitar pérdidas de circulación en zonas frágiles de la parte superior mientras se perfora con lodo de peso normal para controlar presiones normales en intervalos más profundos. Los liners protegen contra reventones hacia formaciones normalmente presionadas cuando se perforan zonas de presión anormal.
Los “liners” de perforación son colocados:
• Para proveer una Zapata más profunda
• Para aislar formaciones inestables
• Para lograr un perforación con tubería de revestimiento a menor costo
• Debido a limitaciones del equipo de perforación
Los “liners” de producción son colocados:
• Para completar el pozo a menor costo
• Permitir un conducto de producción más grande para proveer un rango de elección para la tubería.
• Debido a limitaciones del equipo de perforación.
3. FACTORES DE DISEÑO
La cuenta de factores que son manejados inapropiadamente o no fueron tomados en cuenta, las propiedades de la tubería de revestimiento son menospreciadas por un factor de diseño, antes de ser comparadas con los diseños de carga calculados.
Los factores de diseño típicamente utilizados, son como sigue:
• Colapso
• Ruptura
• Tensión
• Triaxial
• Colapso o aplastamiento
Es la presión aplastante que la tubería debe resistir. La presión ejercida por la columna de fluido de perforación en el espacio anular, creado por la tubería y el hoyo, y la presión de las formaciones perforadas, tienen que ser contrapesadas por la columna del fluido que está dentro de la tubería y por la resistencia de los tubos mismos al aplastamiento.
Debido a que la presión hidrostática de una columna de lodo aumenta con la profundidad, la presión de colapso sobre el revestidor es máxima en el fondo y nula en la superficie.
El cemento que circunda los tubos contribuirá en cierto grado a contrarrestar tales presiones, pero ese refuerzo dado por el cemento no puede considerarse como muy efectivo, por ser tan difícil la evaluación de la eficiencia y uniformidad del trabajo de cementación.
Por tanto, se suele descartar la resistencia adicional debida al cemento.
• Ruptura o estallido
Terminado un pozo, su tubería revestidora invariablemente se somete a presiones de pruebas de fuga, o más a las motivadas por la maniobra de introducción forzada de cemento en las formaciones debido a una variedad de razones formuladas en el programa de terminación original o de reacondicionamiento posterior del pozo.
Las presiones interiores y exterior en la zapata del revestidor (Pi) y (Pe) se calculan con la máxima presión de formación esperada a la profundiad final de la sección siguiente TD, suponiendo evacuación total del pozo con gas:
• Pi = Pf - G (TD – prof de la zapata)
• Pe = 0.465 x prof. de la zapata,
La presión de estallido en la zapata será, Pe = Pi – Pe
B2 = Pf - G x (TD – prof de la zap) - 0.465 x prof de la zap.
Gas a la superficie (caso extremo)
Para mayor Factor de Seguridad al estallido se supone que un influjo de gas ha desplazado por completo la columna de lodo dentro del pozo.
Esto hará que el revestidor quede sometido a los efectos de estallido por la presión de formación actuando en su interior.
En el tope del agujero, la presión exterior ejercida por la columna de lodo es cero, por lo que la presión interna deberá ser soportada enteramente por el cuerpo del revestidor, por lo tanto, la presión de estallido será máxima en el tope y mínima en la zapata del revestidor donde la presión interior es resistida por la presión hidrostática de la columna de fluidos en el anular exterior al revestidor.
• Tensión
El primer tubo revestidor, o sea el del extremo superior de la sarta, soporta el peso total de la misma, puesto que va sujeto al colgador de la tubería revestidora. Ya que la sarta está sostenida por un extremo, del que cuelga el resto de la misma, algo de elongación habrá de ocurrir, como resultado de la tensión. Como las conexiones que unen a los tubos son las partes más débiles, debe considerarse entonces el peso de la sarta y la resistencia a la tensión.
Otras cargas tensiónales puede deberse a:
• Doblamiento,
• Arrastre,
• Cargas de impacto y esfuerzos inducidos durante las pruebas de presión.
Al diseñar el revestimiento se considera que el tramo superior de la sarta como el punto más débil a la tensión toda vez que tendrá que soportar el peso total de la misma.
• Triaxial
Las cargas de colapso, ruptura y tensión calculadas hasta ahora, han todas asumido que los esfuerzos se encuentran en una dirección simple o uniaxial. En la práctica, las cargas de servicio generan esfuerzos triaxiales.
La teoría recomendada para calcular el esfuerzo triaxial es conocida como la teoría de Von Mises. Esta teoría consiste en definir un esfuerzo equivalente (óvme) y entonces relacionar este esfuerzo al mínimo especificado de resistencia de esfuerzo (óy) de la tubería de revestimiento.
El cálculo para determinar esfuerzo triaxial es mayor conducido utilizando un programa adecuado de diseño de tubería de revestimiento. El diseño triaxial deberá ser realizado cuando cualquiera de las siguientes condiciones aplique:
• Presión de poros esperada > 12,000 psi
• Temperatura > 250ºF
• Servicio de H2S
• OD/t < 15 4. CRITERIOS DE DISEÑO Cargas durante la Instalación Las cargas típicas durante la instalación, incluyen: • Corrida de la tubería de revestimiento • Cementación • Cementación convencional, centrado, etc. • Golpe de tapón Cargas durante la Perforación Las cargas típicas durante la perforación, incluyen: • Prueba de presión después de WOC • Peso máximo del lodo • Control de pozos • Perdida de circulación Cargas durante la Producción Las cargas típicas durante la producción, incluyen: • Prueba de presión con completación o matar el peso del fluido. • Funcionamiento de herramientas DST. • Fuga de tubería cerca de la superficie • Colapso debido a perforaciones taponadas • Operaciones especiales de producción (estimulación, levantamiento de gas, inyección). 4.1 Diseño de Colapso Para todas las sartas de tubería de revestimiento un colapso de cargas ocurre cuando la presión externa es mayor que la presión interna. El diseño de colapso se enfoca en los perfiles de presión interna y externa. Hablando de forma general, el colapso de cargas estará en su punto más alto en la zapata guía. 4.1. 1 Colapso de Cargas durante la Instalación El peor caso de colapso de cargas durante la instalación, ocurre durante la cementación. Para trabajos de cementación convencionales el peor caso ocurre con la columna de cemento en el exterior de la tubería de revestimiento. 4.1.2 Colapso de Cargas durante la Perforación El peor caso de colapso de cargas durante la perforación ocurre si se encuentra perdida de circulación y disminuye la presión hidrostática interna. Por convención el fluido externo es forzado a ser el lodo que estaba en sitio cuando se corrió la tubería de revestimiento. Esto es debido a la incertidumbre del aislamiento completo del cemento alrededor de la tubería de revestimiento causado por acanalados o deslaves. El nivel del fluido interno cae hasta cualquier medida, desde cientos de pies de evacuación total de la tubería de revestimiento y depende del peso interno del lodo en uso y la presión de poros de la zona de perdida. 4.1.3 Colapso de Cargas durante la Producción Los colapsos de carga a los que estarán expuestos las tuberías de revestimiento de producción y los “liners”, necesitan ser considerados para la vida entera del pozo. Esto depende del uso que se le dará al pozo, pero se deberá dar consideración a lo siguiente, según sea aplicable: • Operaciones DST • Técnicas de Estimulación • Levantamiento de Gas • Abatimiento 4.2 Diseño de ruptura Para todas las sartas de tubería de revestimiento una carga de ruptura ocurre cuando la presión interna es mayor que la presión interna. Con respecto al colapso, el diseño de ruptura se enfoca en los fluidos internos y externos y las y las presiones hidrostáticas que ejercen. 4.2.1 Cargas de Ruptura durante la Instalación El peor caso de ruptura de carga de instalación ocurre durante la cementación. Dos casos necesitan ser considerados en este punto: • Durante el desplazamiento, inmediatamente antes de que el espaciador salga de la zapata • Golpeando el tapón 4.2.2 Cargas de Ruptura durante la Perforación El peor caso de ruptura de cargas de perforación ocurre, ya sea durante la prueba de presión o durante un evento de control de pozos. 4.2.3 Cargas de Ruptura durante la Producción Las cargas de ruptura que necesitan ser consideradas durante la producción incluyen pruebas de presión con una completación o fluido para matar el pozo, una fuga de tubería cerca de la superficie. La carga interna es la presión hidrostática del fluido mas cualquier presión adicional. La carga externa será como la de Ruptura de Cargas de Perforación. 4.3 Diseño de tensión Utilizando la tubería de revestimiento seleccionada, que concuerda con las cargas de colapso y ruptura, es entonces necesario confirmar que esta tubería de revestimiento también cumple los requisitos del diseño de tensión. 4.3.1 Cargas de Tensión durante la Instalación Esta etapa incluye evaluar la conveniencia de la tubería de revestimiento seleccionada, para soportar cargas durante la corrida, cargas durante la cementación y cualquier prueba de presión. Se asume que la tubería de revestimiento está sujeta en la superficie, pero libre para moverse, en la zapata. Las cargas que deben considerarse, son las que siguen: • Peso en el aire • Flotación • Doblado • Arrastre • Choque • Prueba de presion 4.3.2 Cargas de Tensión durante la Perforación y Producción Esta etapa incluye la evaluación apropiada de la tubería de revestimiento seleccionada para soportar las cargas que pudieran ser ejercidas a la tubería de revestimiento, después de que el cemento se ha asentado. Se asume que la tubería de revestimiento esta fija en la superficie y fija en el tope del cemento en el espacio anular. Las cargas que necesitan ser consideradas, son las que siguen: • Anclaje de TR • Pandeo 5. CORRECCIÓN DE LOS FACTORES POR TENSIÓN Los esfuerzos de Tensión se determinan como sigue: • Calcular el peso del revestimiento en el aire (valor positivo) empleando la profundidad vertical • Peso del revestidor en el aire = peso del revestidor en (lbs/pie) x profundidad del agujero (prof vertical verdadera, TVD pies), • Calcular la boyancia o flotación (valor negativo), o BF = Pe (Ae - Ai) para revestidor con punta abierta (zapata guía), o BF = Pe Ae - Pi Ai para revestidor con punta cerrada (zapata y collar flotadores) Ejemplo: Datos: Revestimiento de 20”, ID = 18.71 pulg, 133 lb/pie, con extremo abierto, Prof de la zapata = 2800 pies, Peso del lodo en el pozo = 10 lbs/gal, Ae=314.16 y Ai= 274.94. • Solución empleando el método de Presión y Área: Peso en el aire = 2800 pies x 133 lbs/pie = 372,400 lbs, Fuerza de Empuje por flotación, BF = Pe (Ae - Ai) para extremo abierto, BF = 0.052 x 10 x 2800 (314.16 - 274.94) = 57,104 lbs, Peso sumergido, BW = Peso en el aire – Peso flotado = 372,400 - 57,104 = 315,295 lbs • Solución empleando el método del Factor de Boyancia, BF: Peso en el aire = 2800 pies x 133 lbs/pie = 372,400 lbs, BF = ( 1- 10/65.4 ) = 0.847 Peso sumergido = 372,400 lbs x 0.847 = 315,422 lbs que es igual al peso sumergido calculado antes (315,295 lbs). 6 DESGASTE DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO Tener conocimiento de la causa del desgaste de la tubería de revestimiento, permitirá al planificador del pozo optimizar el diseño de pozo y las especificaciones de tubería de perforación, para así reducir su acontecimiento, a un mínimo. El desgaste de la tubería de revestimiento toma la forma de un surco de desgaste generado por una sarta de perforación en rotación que es forzada dentro de la pared de la tubería de revestimiento. Altas fuerzas de paredes laterales y contacto extendido con una sarta de perforación en rotación, desgastara esta sección. Las áreas que son comúnmente identificadas con desgaste de tubería de revestimiento, incluyen puntos de influjos y patas de perro. Las implicaciones de desgaste de tubería de revestimiento, puede ser reconocidas como: Reducción en la integridad de presión debido al (a) surco (s) de desgaste, reduciendo los valores de ruptura/colapso. Reparaciones costosas a la banda dura de la tubería de perforación. La fricción (torsión de superficie) puede ser alta. El surco de desgaste puede actuar como un punto de partida para futura corrosión. Los tipos de desgaste de tubería de revestimiento, son como sigue: 6.1.1 Desgaste Adhesivo La transferencia de material de un cuerpo de fuerza baja a un cuerpo de fuerza alta por medio de soldadura de fase-sólida. Sin embargo la soldadura de unión es débil y a menudo el material “cae” de la junta y es incorporado al sistema de fluidos de perforación, como una escama. 6.1.2 Desgaste Abrasivo – Con Maquinaria A menudo los tallos de piezas expuestas de carburo de tungsteno en juntas, removiendo material de la pared de la tubería de revestimiento. Una vez más son generados escombros, que son incorporados al sistema de fluidos. 6.1.3 Desgaste Abrasivo – Molienda y Pulitura Partículas duras producen un alejamiento entre la pared de la tubería de revestimiento y la junta. La tubería de revestimiento es cíclicamente cargada por las partículas, debido a la tubería de perforación en rotación causando fatiga y la superficie se vuelve quebradiza.. Estos tres tipos de desgaste de tubería de revestimiento son factores de desgastes dados para destacar su severidad: 6.2 Mecanismo de Desgaste Escombros Producidos Factor de Desgaste Adhesivo Recortes 400-1800 Abrasivo – Con Maquinaria Escamas 20-50 –Abrasivo - Molienda Polvo 0.1 - 10 6.2.1 Predicción de Desgaste de la Tubería de Revestimiento Los mecanismos de desgaste de tubería de revestimiento pueden ser identificados antes de comenzar un pozo y es el control de los mecanismos el que disminuye la cantidad de desgaste de la tubería de revestimiento. 6.2.2 Presión de Contacto y Carga Inicialmente esto es bastante alto debido a la pequeña área resultando en altas presiones y una gran cantidad de desgaste. A medida que el desgaste continúe, dejara expuesta un área de mayor superficie que ayudara a distribuir y reducir la presión de desgaste. No obstante, las patas de perro y las secciones de incremento y disminución, merecen especial atención. La mayoría de las compañías coloca límites aceptables de fuerza de paredes laterales, como lo son 22000 para sistemas de lodo con base agua y 2500 para sistemas de lodo con base aceite. 6.2.3 Diseño de Pozo Anticipe y considere escenarios de “que pasaría si…”. Por ejemplo, probabilidad de perforación adicional, atrapamiento de tubería y operaciones de pesca. 6.2.4 Patas de Perro Las patas de perro son ineludibles en muchos de los pozos, y cuando se diseña un pozo es importante entender su efecto en el desgaste de tubería de revestimiento. Mientras se perfora las patas de perro, es importante mantener los parámetros de perforación lo más constantes posibles, para controlar la severidad de las patas de perro. Alisar el perfil de las patas de perro, también puede tener un impacto en la reducción de desgaste y es altamente recomendable. Implementar una inducción profunda, disminuirá la cantidad de fuerzas laterales de pared ejercidas en la tubería de revestimiento. 6.3 Control de Desgaste de Tubería de Revestimiento Ciertas áreas han sido identificadas y que requieren ser consideradas durante la planificación de pozo para minimizar el desgaste de tubería de revestimiento. En el campo se puede correr un registro MFCT antes y después de que el desgaste predicho, mida la extensión del daño. 6.4 Material de la Tubería de Revestimiento No se puede asumir que mientras más alta sea la fuerza para resistir colapso y ruptura, mayor será la resistencia al desgaste. Los materiales deben ser observados de cerca en caso de que un desgaste de tubería de revestimiento significante, sea de esperarse. 6.5 Bujes, Combinaciones, Centralizadores y Cementación La inspección regular de los bujes es importante basado únicamente en la cantidad de veces que han estado expuestos a juntas viajando hacia adentro y hacia fuera del agujero. Cuando se realiza una combinación entre dos diferentes pesos y grados de tubería de revestimiento, esta sección necesita ser soportada debido a la diferente inflexibilidad de las dos secciones. El soporte puede venir, ya sea del cemento o centralización adecuada, de otra manera ser podría desarrollar una pata de perro local. La pared interna de la combinación es doblada y experimentara desgaste de las juntas de la tubería de perforación, el doblez deberá ser sostenido, lo más posible. Es prudente localizar el tope planificado del cemento, lejos de una zona de altas fuerzas laterales de pared, debido a que es posible que se desarrolle una pata de perro local, inmediatamente por encima de la tubería cementada. Los centralizadores deberán colocarse través del cuerpo de la tubería, en vez de colocarlos en los coples. El alejamiento adicional provisto por los centralizadores podría resultar en una pata de perro local, estableciéndose por encima de los coples. 6.6 Banda Dura de Tubería de Perforación Hoy en día la vasta mayoría de las bandas durazno “una aleación resistente al desgaste”. Tales como Armador M y Arnco 200 XT, las cuales exhiben una dureza uniforme de superficie en vez de necesitar carburo de tungsteno. No obstante aun es importante revisar lo que se esta recibiendo, para así asegurarse de que sea “amigable al uso”. 6.7 Protectores de la Tubería de Perforación Estos son colocados en el cuerpo de la tubería de perforación, a unos cuantos pies por encima de la junta para proveer espacio entre la junta y la tubería de revestimiento. Ellos son un elastómero y son fabricados para ser ½” más largos que el OD de la junta. Durante su uso requieren calibramiento regular por desgaste y su subsiguiente renovación. Una alternativa es la de agregar substitutos rotantes de casquillo dentro de la sarta de perforación. 6.8 Tipos de Lodo Lodos Base Agua Desgaste adhesivo severo con fricción. Causado por la falta de barreras sólidas en el lodo. Lodos Base Aceite Fricción reducida. Potencial para desgaste de la tubería de revestimiento dependiendo del bandeo duro de la tubería de perforación y las presiones de contacto de paredes laterales. Lodos Sin Peso/Pesados Incorporar el material de peso, proveerá sólidos al sistema de lodo, que actuara como una material particular entre la junta y la tubería de revestimiento, proveyendo una capa entre las superficies rodantes. El tamaño y la dureza de las partículas son relevantes; una partícula grande proveerá mejor espaciamiento y un material más suave, se desempeñará mejor. Por ejemplo la baritina se desempeña mejor que las adiciones de hematina y cuarzo. Arena/Sedimento Las partículas de arena son demasiado grandes para “rodar en el espacio entre la junta y la tubería de revestimiento. Sistemas sin peso experimentan tanto desgaste adhesivo, que hacen que la influencia abrasiva de la arena, pase inadvertida. En sistemas con peso, el efecto de arena pasa una vez más, inadvertido, debido al efecto diluidor del producto de peso. Lubricantes Su efecto depende de las condiciones de superficie de la tubería de revestimiento/junta y las cantidades de sólidos en el sistema. Los lubricantes producen una película que yace sobre la tubería de revestimiento y la junta, proveyendo una superficie de baja resistencia. Sin embargo el contenido de solidos penetrara la película de manera de prevenir cualquier contacto película/película, rindiendo el lubricante de manera inefectiva. En caso de lubricantes sean incluidos, el control de solidos pasara a ser de alta prioridad. 7 SELECCION DE MATERIALES Dos tipos de servicio necesitan ser considerados: • Sartas expuestas a salmueras y lodos • Sartas expuestas a fluidos de reservorio 7.1 Sartas Expuestas a Salmueras y Lodos El material de la tubería de revestimiento es comúnmente compuesto de carbono o aceros bajos en aleación; existe un gran rango disponible, como es mostrado en API 5CT. Dependiendo de la localización geográfica, el comprador podría tener acceso a tuberías estándar no-API, que claman tener un mejor desempeño. Cuando se trata con salmueras de completación y lodos de perforación, la resistencia a la corrosión muchas veces no es crítica para el diseño. Sin embargo si se anticipa exposición al sulfuro de hidrogeno, deberán ser seleccionadas, las tuberías de revestimiento que son fabricadas para servicios ácidos. Los grado de acero controlados de API para pozos ácidos de alta presión, pueden llevar a diseños de paredes de tubería de revestimiento, muy pesadas. Existe un creciente interés por utilizar grados especializados de alta resistencia de vendedores no-API. 7.2 Sartas Expuestas a Fluidos de Reservorio Esta sección se ocupa principalmente de la tubería de producción, sin embargo tuberías de revestimiento de producción/”liners”, necesitan ser considerados para una posible exposición, debido a fuga/filtración o falla de la tubería. Una guía a grandes rasgos para material requerido, basado en presiones parciales de bióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno, en la fase de gas: 1. CO2 < 3 psia y H2S < 0.05 psia 2. CO2 < 3 psia y H2S > 0.05 psia
3. CO2 > 3 psia y H2S < 0.05 psia 4. CO2 > 3 psia y H2S > 0.05 psia
Para determinar la presión parcial en la fase de gas, multiplique la fracción de mole por la presión de fondo.
Por ejemplo:
10,000 psi presión de fondo con 50 ppm H2S = 0.5 psia
(50 / 1,000,000 x 10,000)
10,000 psi presión de fondo con 3% CO2 = 300 psia
(3 / 100 x 10,000)
1. CO2 < 3 psia y H2S < 0.05 psia Aceros carbonos o con bajo contenido de impureza. Si los aceros carbonos son seleccionados, se debe dar una rigurosa mirada a su vida de servicio y se requerirá potencial de corrosión. 2. CO2 < 3 psia y H2S > 0.05 psia
Aceros carbonos o con bajo contenido de aleación. Sin embargo los materiales requeridos necesitan estar en concordancia con los estándares de. NACE MR0175-G91. Los grados que son para servicios ácidos, se pueden encontrar en API 5CT y NACE MR-0175-91.
3. CO2 > 3 psia y H2S < 0.05 psia No es recomendado utilizar aceros carbonos o aceros con bajo contenido de aleación, ya que tendrán resistencia de corrosión insuficiente. Inhibidores y tubería cubierta con plástico, es una opción, sin embargo el trabajo comienza a complicarse un poquito. Un material que ha sido probado en el campo son las tuberías con 13% de cromo. A pesar de que existen un número de limitaciones, por encima del grado C-95, el material se vuelve quebradizo cuando está en formaciones acidas y por encima de 125 C, existe un riesgo incrementado de corrosión diseminada o corrosión general. Si el grado o temperatura esta afectando el diseño, entonces se requerirá una tubería más exótica como por ejemplo una tubería de acero inoxidable duplex. 4. CO2 > 3 psia y H2S > 0.05 psia.
Este ambiente es indicativo de un pozo corrosivo y un pozo acido. Para el diseño son necesarias las aleaciones resistentes a la corrosión y metales resistentes a los esfuerzos de quiebre, cloruros/sulfuros. Tuberías de acero con 13% de cromo, no son adecuadas, pero se pueden tomar en consideración las que contienen 22% o 25% de cromo, pero con una presión parcial de H2S sobre 1.5 psia, se debe utilizar acero inoxidable ausentico.
La mayor cantidad de información sobre las condiciones de operación, es necesaria para completar la selección final. Tal como:
• Tiempo de vida del diseño
• Tipos de fluido
• Presiones parciales de CO2 y H2S
• Presiones operativas y de diseño
• Temperatura operativa
• Velocidad de flujo/régimen
• Posibilidad de producción de arena
• Química del agua
• Existen cambios probables durante la vida del campo/tuberías?
• Es el levantamiento de gas, probable?
8 FACTORES DE CORROSIÓN
8.1 Bióxido de Carbono
El bióxido de carbono se combina con agua para formar acido carbónico y atacara los aceros carbonos en donde la capa de hierro carbonate se encuentra faltante, y por lo tanto la corrosión localizada, se desarrolla.
La cantidad de corrosión es controlada por cierto número de factores incluyendo presión parcial CO2, pH, temperatura, velocidad del fluido y otros químicos.
8.2 Sulfuro de Hidrogeno
Las fuentes incluyen:
• Fluidos de Pozo
• Actividad Bacterial
• Trastorno de productos de otros aditivos químicos
El sulfuro de hidrogeno se disuelve en el agua y puede formar una capa de protección de escamas de sulfuro de hierro. La corrosión ocurre en donde la escama no está presente.
El hidrogeno derivado natural de la corrosión de agua y las moléculas de hidrogeno son muy grandes para esparcirse dentro del metal. En la presencia de sulfuro de hidrogeno los átomos de hidrogeno son prevenidos de combinarse dentro de las moléculas, dejando a los átomos esparcirse dentro del metal.
Los átomos de hidrogeno tienden a concentrarse en áreas que ya se encuentran bajo esfuerzo.
Su acumulación incrementa los niveles de esfuerzo y reduce la fuerza del material. Las áreas bajo esfuerzo se esfuerzan aun mas, resultando en la quiebre, el cual puede ocurrir rápidamente.
8.3 Oxigeno
El oxigeno disuelto ataca el hierro convirtiéndolo en oxido y/o hidróxido. El grado de corrección es controlado por medio de la habilidad del oxigeno de difundirse a este área para soportar el proceso de corrosión.
Esto puede ser un problema cuando se utilizan un lodo de perforación con base agua y en un sistema de inyección de agua.
Basureros son adicionados al lodo y desgasadores o unidades de prevención son asociados con inyección de agua.
8.4 Iones de Halita
Causa corrosión diseminada localizada y/o corrosión de hendidura en material utilizado para equipos de fondo.
Los iones de halita también son responsables de causar esfuerzos de corrosión de quiebre, en particular en materiales tales como acero austentico. El quiebre ocurrirá normalmente, sobre los 50oC y el resultado es falla quebradiza de pozo por debajo de las fuerzas de resistencia materiales.
Para permitir la perforación y completación de un pozo, es necesario “delinear” el agujero perforado con tubería de acero/tubería de revestimiento. Una vez que está este en su lugar, es cementada, soportando la tubería de revestimiento y sellando el espacio anular para:
Reforzar el agujero.
Aislar formaciones inestables/fluyendo/bajo balance/sobre balance.
Prevenir la contaminación de reservorios de agua fresca.
Proveer un sistema de control de presión.
Confinar y contener fluidos y sólidos producidos por perforación/completación/
Actuar como conducto para operaciones asociadas (perforación, trabajos con línea de acero, completación y mas sartas de revestimiento y tubería) con dimensiones conocidas (ID’s, etc.)
Sostiene el cabezal de pozo y sartas de tubería de revestimiento adicionales.
Sostiene el BOP y el arbolito.
1. PROPIEDADES DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.
La tubería de revestimiento viene usualmente especificada por las siguientes propiedades:
• Tamaño: Diámetro exterior y grosor de la pared
• Peso: Peso por unidad de longitud
• Grado del acero resistencia a la tensión
• Tipo de conexión: diseño geométrico de las roscas o acople
• Rango: Longitud de la junta
Las normas API aportan formulas con las que se calcula el comportamiento de tuberías de revestimiento.
1.1 Diámetro exterior y grosor de la pared
El diámetro exterior se refiere al cuerpo de la tubería determina el tamaño mínimo del agujero en el que puede ser corrida la tubería de revestimiento.
El grosor de la pared determina el diámetro interno de la tubería y por lo tanto el tamaño máximo de la barrena que puede ser corrida a través de la tubería.
La tolerancia permitida en lo que se refiere a diámetro exterior y grosor de la pared, es dictada por API Spec. 5CT. Como regla general:
Diámetro exterior de la TR >= 4½” Resistencia + 1.00%, - 0.50%
Diámetro exterior de la TR < 4½” Resistencia ± 0.031% Grosor de la pared Resistencia – 12.5% 1. 2 Peso por unida de longitud O peso nominal de la tubería de revestimiento es utilizado principalmente para identificar tubería de revestimiento durante el ordenado. Los pesos nominales no son exactos y están basados en el peso teórico calculado de una tubería con roscas y acoples, de 20 pies de longitud. 1.3 Grado del acero Las propiedades mecánicas y físicas de la tubería de revestimiento dependen de la composición química del acero y el tratamiento de calor que recibe durante su fabricación. API define nueve grados de acero para tubería de revestimiento: H40 J55 K55 C75 L80 N80 C95 P110 Q125 1. 4 Tipo de conexión Hoy en día existen múltiples tipos de conexiones disponibles en el Mercado. La selección de una conexión adecuada debe ser basada en la intención de aplicación, el desempeño requerido y el costo. En tuberías de revestimientos, superficial e intermedia si la presión diferencial a través de la conexión es de > 7,500 psi, la opción preferente es la de utilizar roscas Premium.
Una rosca API con un diseño de acoples mejorado puede ser utilizado, a pesar de que sus cualidades de sellado no son muy confiables.
Se encuentra disponibles seis conexiones genéricas. Estas son:
• Api 8-redonda, stc o ltc
• Api btc
• Sello metal-con metal, con roscas y cuplas
• Sello metal-con-metal, reforzada e integral (o acoplada)
• Sello metal-con-metal, formada e integral (descarga)
• Soldada a, reforzada e integral
1.5 Rango.
Los tramos o juntas de revestimiento no son fabricados en longitudes exactas. API ha especificado tres rangos entre los cuales debe encontrarse la longitud de las tuberías.
Los estudios y conexiones que el API, ha generado una gran cantidad de referencia y especificaciones, que en muchos casos se aplican en cada una de las etapas en que se utiliza las tuberías.
Es decir primero los fabricantes producen las tuberías requeridas acorde a las especificaciones de fabricación y pruebas recomendadas por el API, además desde un punto de vista del diseño, se utiliza las condiciones de desempeño estipuladas en los boletines y finalmente, se aplican las recomendaciones para el uso adecuado de las tuberías.
2. TIPOS DE REVESTIDORES
Existen principalmente 5 tipos de tubería de revestimiento instalados en la perforación en tierra, estas son:
a. Sarta de Conducción
b. Tubería Superficial de Revestimiento
c. Tubería Intermedia de Revestimiento
d. Tubería de Revestimiento de Producción o Explotación.
e. ”Liner”
Pero en la perforación de pozos costa afuera se agrega una tubería de revestimiento mas esta es:
a. Tubería “Stove”, Conductor Marino, Tubería Superficial
2.1 Sarta Conductora
La sarta es instalada para proteger la superficie de la erosión por el fluido de perforación utilizada para apoyar formaciones no-consolidadas, proteger arenas de aguas frescas de ser contaminadas y reviste cualquier depósito poco profundo de gas. La sarta es usualmente cementada a la superficie en tierra y al lecho marino costa afuera. Esta es la primera sarta a la que se instala la columna de BOP. En caso de que se utilicen BOP’s de superficie (es decir autoelevables) la sarta de conducción también sostiene el cabezal de pozo, el arbolito y sartas de revestimiento subsecuentes.
De acuerdo a las exigencias, los diámetros más comunes para sartas primarias son: 95/8, 103/4, 133/8, 16 y 20 pulgadas. La profundidad a la cual puede colocarse una sarta de estos diámetros en el hoyo está en función del peso nominal (kg/metro de tubo), que se traduce en la capacidad de resistencia en tensión, aplastamiento y estallido.
2.2 Tubería Superficial de Revestimiento
Provee protección contra arremetidas para la perforación más profunda, soporte estructural para el cabezal de pozo y sartas de revestimiento subsecuentes y es muchas veces utilizada para aislar formaciones problemáticas. La sarta se encuentra, ya sea cementada a la superficie o en el interior de la sarta de conducción.
Se instala para proteger las formaciones de agua dulce y evitar que las formaciones sueltas de derrumbarse dentro del pozo. También sirve de anclaje a la BOP para controlar problemas con zonas de presión anormal. El revestimiento debe ser lo suficientemente resistente para soportar la BOP, y capaz de resistir las presiones de gas o fluidos que puedan encontrarse cuando la perforación vaya a mayor profundidad que este revestimiento.
2. 3 Tubería Intermedia de Revestimiento
Una sarta de tubería intermedia de revestimiento es comúnmente colocada cuando es probable que un pozo encuentre un influjo y/o perdida de circulación en el agujero descubierto proveyendo de esta manera protección contra arremetidas al mejorar la fuerza del pozo. La altura del cemento es determinada por el requisito del diseño de sellar cualquier zona de hidrocarburo y de flujos de sal. El tope del cemento no necesita estar dentro de la sarta superficial de revestimiento.
También puede ser instalado después de zonas de alta presión, de forma que se pueda usar un lodo más liviano cuando se reanude la perforación.
Comúnmente los diámetros más escogidos para la sarta intermedia son: 85/8, 95/8, 103/4 y 113/4 pulgadas.
2.4 Tubería de Revestimiento de Producción o Explotación
Es la última sarta de revestimiento en un pozo, usualmente puesta encima o a través de una formación productora. Este revestimiento aísla el aceite y el gas de fluidos indeseables de la formación de producción o de otras formaciones perforadas por el hueco. Sirve de protección para la tubería de producción y demás equipo utilizado en el pozo.
Este es el nombre que se aplica a la tubería de revestimiento que contiene la tubería de producción y podría estar potencialmente expuesta a fluidos del reservorio. La misma podría ser extendida hasta la superficie como una sarta integral o ser una combinación de un “Liner” de producción (7”) y la tubería de revestimiento de producción anteriormente colocada (9-5/8”). El propósito de la tubería de revestimiento de producción o explotación es la de aislar las zonas productoras, permitir el control de reservorio, actuar como un conducto seguro de transmisión de fluidos/gas/condensado, a la superficie y previene influjos de fluidos no deseados.
La serie de diámetros más comunes para la sarta final son: 41/2, 5, 51/2, 65/8, 7 y 75/8 pulgadas.
2. 5 "Liner” o Tubería Corta de Revestimiento
Un liner será suspendido será colgado a corta distancia por encima de la zapata anterior y será cementada a lo largo de toda su longitud para asegurar un buen sellado al aislar el espacio anular. Muchas veces un empacador de “liner puede ser instalado como una segunda barrera, por precaución. Pozos HP/H, que incorporan un “liner” largo podrían ser cementados solo en la zapata y forzar el traslape. Los “liners” permiten una perforación más profunda, separar zonas productoras, de formaciones de reservorio y puede también ser instalado para propósitos de la realización de pruebas.
Se baja en un pozo profundo para evitar pérdidas de circulación en zonas frágiles de la parte superior mientras se perfora con lodo de peso normal para controlar presiones normales en intervalos más profundos. Los liners protegen contra reventones hacia formaciones normalmente presionadas cuando se perforan zonas de presión anormal.
Los “liners” de perforación son colocados:
• Para proveer una Zapata más profunda
• Para aislar formaciones inestables
• Para lograr un perforación con tubería de revestimiento a menor costo
• Debido a limitaciones del equipo de perforación
Los “liners” de producción son colocados:
• Para completar el pozo a menor costo
• Permitir un conducto de producción más grande para proveer un rango de elección para la tubería.
• Debido a limitaciones del equipo de perforación.
3. FACTORES DE DISEÑO
La cuenta de factores que son manejados inapropiadamente o no fueron tomados en cuenta, las propiedades de la tubería de revestimiento son menospreciadas por un factor de diseño, antes de ser comparadas con los diseños de carga calculados.
Los factores de diseño típicamente utilizados, son como sigue:
• Colapso
• Ruptura
• Tensión
• Triaxial
• Colapso o aplastamiento
Es la presión aplastante que la tubería debe resistir. La presión ejercida por la columna de fluido de perforación en el espacio anular, creado por la tubería y el hoyo, y la presión de las formaciones perforadas, tienen que ser contrapesadas por la columna del fluido que está dentro de la tubería y por la resistencia de los tubos mismos al aplastamiento.
Debido a que la presión hidrostática de una columna de lodo aumenta con la profundidad, la presión de colapso sobre el revestidor es máxima en el fondo y nula en la superficie.
El cemento que circunda los tubos contribuirá en cierto grado a contrarrestar tales presiones, pero ese refuerzo dado por el cemento no puede considerarse como muy efectivo, por ser tan difícil la evaluación de la eficiencia y uniformidad del trabajo de cementación.
Por tanto, se suele descartar la resistencia adicional debida al cemento.
• Ruptura o estallido
Terminado un pozo, su tubería revestidora invariablemente se somete a presiones de pruebas de fuga, o más a las motivadas por la maniobra de introducción forzada de cemento en las formaciones debido a una variedad de razones formuladas en el programa de terminación original o de reacondicionamiento posterior del pozo.
Las presiones interiores y exterior en la zapata del revestidor (Pi) y (Pe) se calculan con la máxima presión de formación esperada a la profundiad final de la sección siguiente TD, suponiendo evacuación total del pozo con gas:
• Pi = Pf - G (TD – prof de la zapata)
• Pe = 0.465 x prof. de la zapata,
La presión de estallido en la zapata será, Pe = Pi – Pe
B2 = Pf - G x (TD – prof de la zap) - 0.465 x prof de la zap.
Gas a la superficie (caso extremo)
Para mayor Factor de Seguridad al estallido se supone que un influjo de gas ha desplazado por completo la columna de lodo dentro del pozo.
Esto hará que el revestidor quede sometido a los efectos de estallido por la presión de formación actuando en su interior.
En el tope del agujero, la presión exterior ejercida por la columna de lodo es cero, por lo que la presión interna deberá ser soportada enteramente por el cuerpo del revestidor, por lo tanto, la presión de estallido será máxima en el tope y mínima en la zapata del revestidor donde la presión interior es resistida por la presión hidrostática de la columna de fluidos en el anular exterior al revestidor.
• Tensión
El primer tubo revestidor, o sea el del extremo superior de la sarta, soporta el peso total de la misma, puesto que va sujeto al colgador de la tubería revestidora. Ya que la sarta está sostenida por un extremo, del que cuelga el resto de la misma, algo de elongación habrá de ocurrir, como resultado de la tensión. Como las conexiones que unen a los tubos son las partes más débiles, debe considerarse entonces el peso de la sarta y la resistencia a la tensión.
Otras cargas tensiónales puede deberse a:
• Doblamiento,
• Arrastre,
• Cargas de impacto y esfuerzos inducidos durante las pruebas de presión.
Al diseñar el revestimiento se considera que el tramo superior de la sarta como el punto más débil a la tensión toda vez que tendrá que soportar el peso total de la misma.
• Triaxial
Las cargas de colapso, ruptura y tensión calculadas hasta ahora, han todas asumido que los esfuerzos se encuentran en una dirección simple o uniaxial. En la práctica, las cargas de servicio generan esfuerzos triaxiales.
La teoría recomendada para calcular el esfuerzo triaxial es conocida como la teoría de Von Mises. Esta teoría consiste en definir un esfuerzo equivalente (óvme) y entonces relacionar este esfuerzo al mínimo especificado de resistencia de esfuerzo (óy) de la tubería de revestimiento.
El cálculo para determinar esfuerzo triaxial es mayor conducido utilizando un programa adecuado de diseño de tubería de revestimiento. El diseño triaxial deberá ser realizado cuando cualquiera de las siguientes condiciones aplique:
• Presión de poros esperada > 12,000 psi
• Temperatura > 250ºF
• Servicio de H2S
• OD/t < 15 4. CRITERIOS DE DISEÑO Cargas durante la Instalación Las cargas típicas durante la instalación, incluyen: • Corrida de la tubería de revestimiento • Cementación • Cementación convencional, centrado, etc. • Golpe de tapón Cargas durante la Perforación Las cargas típicas durante la perforación, incluyen: • Prueba de presión después de WOC • Peso máximo del lodo • Control de pozos • Perdida de circulación Cargas durante la Producción Las cargas típicas durante la producción, incluyen: • Prueba de presión con completación o matar el peso del fluido. • Funcionamiento de herramientas DST. • Fuga de tubería cerca de la superficie • Colapso debido a perforaciones taponadas • Operaciones especiales de producción (estimulación, levantamiento de gas, inyección). 4.1 Diseño de Colapso Para todas las sartas de tubería de revestimiento un colapso de cargas ocurre cuando la presión externa es mayor que la presión interna. El diseño de colapso se enfoca en los perfiles de presión interna y externa. Hablando de forma general, el colapso de cargas estará en su punto más alto en la zapata guía. 4.1. 1 Colapso de Cargas durante la Instalación El peor caso de colapso de cargas durante la instalación, ocurre durante la cementación. Para trabajos de cementación convencionales el peor caso ocurre con la columna de cemento en el exterior de la tubería de revestimiento. 4.1.2 Colapso de Cargas durante la Perforación El peor caso de colapso de cargas durante la perforación ocurre si se encuentra perdida de circulación y disminuye la presión hidrostática interna. Por convención el fluido externo es forzado a ser el lodo que estaba en sitio cuando se corrió la tubería de revestimiento. Esto es debido a la incertidumbre del aislamiento completo del cemento alrededor de la tubería de revestimiento causado por acanalados o deslaves. El nivel del fluido interno cae hasta cualquier medida, desde cientos de pies de evacuación total de la tubería de revestimiento y depende del peso interno del lodo en uso y la presión de poros de la zona de perdida. 4.1.3 Colapso de Cargas durante la Producción Los colapsos de carga a los que estarán expuestos las tuberías de revestimiento de producción y los “liners”, necesitan ser considerados para la vida entera del pozo. Esto depende del uso que se le dará al pozo, pero se deberá dar consideración a lo siguiente, según sea aplicable: • Operaciones DST • Técnicas de Estimulación • Levantamiento de Gas • Abatimiento 4.2 Diseño de ruptura Para todas las sartas de tubería de revestimiento una carga de ruptura ocurre cuando la presión interna es mayor que la presión interna. Con respecto al colapso, el diseño de ruptura se enfoca en los fluidos internos y externos y las y las presiones hidrostáticas que ejercen. 4.2.1 Cargas de Ruptura durante la Instalación El peor caso de ruptura de carga de instalación ocurre durante la cementación. Dos casos necesitan ser considerados en este punto: • Durante el desplazamiento, inmediatamente antes de que el espaciador salga de la zapata • Golpeando el tapón 4.2.2 Cargas de Ruptura durante la Perforación El peor caso de ruptura de cargas de perforación ocurre, ya sea durante la prueba de presión o durante un evento de control de pozos. 4.2.3 Cargas de Ruptura durante la Producción Las cargas de ruptura que necesitan ser consideradas durante la producción incluyen pruebas de presión con una completación o fluido para matar el pozo, una fuga de tubería cerca de la superficie. La carga interna es la presión hidrostática del fluido mas cualquier presión adicional. La carga externa será como la de Ruptura de Cargas de Perforación. 4.3 Diseño de tensión Utilizando la tubería de revestimiento seleccionada, que concuerda con las cargas de colapso y ruptura, es entonces necesario confirmar que esta tubería de revestimiento también cumple los requisitos del diseño de tensión. 4.3.1 Cargas de Tensión durante la Instalación Esta etapa incluye evaluar la conveniencia de la tubería de revestimiento seleccionada, para soportar cargas durante la corrida, cargas durante la cementación y cualquier prueba de presión. Se asume que la tubería de revestimiento está sujeta en la superficie, pero libre para moverse, en la zapata. Las cargas que deben considerarse, son las que siguen: • Peso en el aire • Flotación • Doblado • Arrastre • Choque • Prueba de presion 4.3.2 Cargas de Tensión durante la Perforación y Producción Esta etapa incluye la evaluación apropiada de la tubería de revestimiento seleccionada para soportar las cargas que pudieran ser ejercidas a la tubería de revestimiento, después de que el cemento se ha asentado. Se asume que la tubería de revestimiento esta fija en la superficie y fija en el tope del cemento en el espacio anular. Las cargas que necesitan ser consideradas, son las que siguen: • Anclaje de TR • Pandeo 5. CORRECCIÓN DE LOS FACTORES POR TENSIÓN Los esfuerzos de Tensión se determinan como sigue: • Calcular el peso del revestimiento en el aire (valor positivo) empleando la profundidad vertical • Peso del revestidor en el aire = peso del revestidor en (lbs/pie) x profundidad del agujero (prof vertical verdadera, TVD pies), • Calcular la boyancia o flotación (valor negativo), o BF = Pe (Ae - Ai) para revestidor con punta abierta (zapata guía), o BF = Pe Ae - Pi Ai para revestidor con punta cerrada (zapata y collar flotadores) Ejemplo: Datos: Revestimiento de 20”, ID = 18.71 pulg, 133 lb/pie, con extremo abierto, Prof de la zapata = 2800 pies, Peso del lodo en el pozo = 10 lbs/gal, Ae=314.16 y Ai= 274.94. • Solución empleando el método de Presión y Área: Peso en el aire = 2800 pies x 133 lbs/pie = 372,400 lbs, Fuerza de Empuje por flotación, BF = Pe (Ae - Ai) para extremo abierto, BF = 0.052 x 10 x 2800 (314.16 - 274.94) = 57,104 lbs, Peso sumergido, BW = Peso en el aire – Peso flotado = 372,400 - 57,104 = 315,295 lbs • Solución empleando el método del Factor de Boyancia, BF: Peso en el aire = 2800 pies x 133 lbs/pie = 372,400 lbs, BF = ( 1- 10/65.4 ) = 0.847 Peso sumergido = 372,400 lbs x 0.847 = 315,422 lbs que es igual al peso sumergido calculado antes (315,295 lbs). 6 DESGASTE DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO Tener conocimiento de la causa del desgaste de la tubería de revestimiento, permitirá al planificador del pozo optimizar el diseño de pozo y las especificaciones de tubería de perforación, para así reducir su acontecimiento, a un mínimo. El desgaste de la tubería de revestimiento toma la forma de un surco de desgaste generado por una sarta de perforación en rotación que es forzada dentro de la pared de la tubería de revestimiento. Altas fuerzas de paredes laterales y contacto extendido con una sarta de perforación en rotación, desgastara esta sección. Las áreas que son comúnmente identificadas con desgaste de tubería de revestimiento, incluyen puntos de influjos y patas de perro. Las implicaciones de desgaste de tubería de revestimiento, puede ser reconocidas como: Reducción en la integridad de presión debido al (a) surco (s) de desgaste, reduciendo los valores de ruptura/colapso. Reparaciones costosas a la banda dura de la tubería de perforación. La fricción (torsión de superficie) puede ser alta. El surco de desgaste puede actuar como un punto de partida para futura corrosión. Los tipos de desgaste de tubería de revestimiento, son como sigue: 6.1.1 Desgaste Adhesivo La transferencia de material de un cuerpo de fuerza baja a un cuerpo de fuerza alta por medio de soldadura de fase-sólida. Sin embargo la soldadura de unión es débil y a menudo el material “cae” de la junta y es incorporado al sistema de fluidos de perforación, como una escama. 6.1.2 Desgaste Abrasivo – Con Maquinaria A menudo los tallos de piezas expuestas de carburo de tungsteno en juntas, removiendo material de la pared de la tubería de revestimiento. Una vez más son generados escombros, que son incorporados al sistema de fluidos. 6.1.3 Desgaste Abrasivo – Molienda y Pulitura Partículas duras producen un alejamiento entre la pared de la tubería de revestimiento y la junta. La tubería de revestimiento es cíclicamente cargada por las partículas, debido a la tubería de perforación en rotación causando fatiga y la superficie se vuelve quebradiza.. Estos tres tipos de desgaste de tubería de revestimiento son factores de desgastes dados para destacar su severidad: 6.2 Mecanismo de Desgaste Escombros Producidos Factor de Desgaste Adhesivo Recortes 400-1800 Abrasivo – Con Maquinaria Escamas 20-50 –Abrasivo - Molienda Polvo 0.1 - 10 6.2.1 Predicción de Desgaste de la Tubería de Revestimiento Los mecanismos de desgaste de tubería de revestimiento pueden ser identificados antes de comenzar un pozo y es el control de los mecanismos el que disminuye la cantidad de desgaste de la tubería de revestimiento. 6.2.2 Presión de Contacto y Carga Inicialmente esto es bastante alto debido a la pequeña área resultando en altas presiones y una gran cantidad de desgaste. A medida que el desgaste continúe, dejara expuesta un área de mayor superficie que ayudara a distribuir y reducir la presión de desgaste. No obstante, las patas de perro y las secciones de incremento y disminución, merecen especial atención. La mayoría de las compañías coloca límites aceptables de fuerza de paredes laterales, como lo son 22000 para sistemas de lodo con base agua y 2500 para sistemas de lodo con base aceite. 6.2.3 Diseño de Pozo Anticipe y considere escenarios de “que pasaría si…”. Por ejemplo, probabilidad de perforación adicional, atrapamiento de tubería y operaciones de pesca. 6.2.4 Patas de Perro Las patas de perro son ineludibles en muchos de los pozos, y cuando se diseña un pozo es importante entender su efecto en el desgaste de tubería de revestimiento. Mientras se perfora las patas de perro, es importante mantener los parámetros de perforación lo más constantes posibles, para controlar la severidad de las patas de perro. Alisar el perfil de las patas de perro, también puede tener un impacto en la reducción de desgaste y es altamente recomendable. Implementar una inducción profunda, disminuirá la cantidad de fuerzas laterales de pared ejercidas en la tubería de revestimiento. 6.3 Control de Desgaste de Tubería de Revestimiento Ciertas áreas han sido identificadas y que requieren ser consideradas durante la planificación de pozo para minimizar el desgaste de tubería de revestimiento. En el campo se puede correr un registro MFCT antes y después de que el desgaste predicho, mida la extensión del daño. 6.4 Material de la Tubería de Revestimiento No se puede asumir que mientras más alta sea la fuerza para resistir colapso y ruptura, mayor será la resistencia al desgaste. Los materiales deben ser observados de cerca en caso de que un desgaste de tubería de revestimiento significante, sea de esperarse. 6.5 Bujes, Combinaciones, Centralizadores y Cementación La inspección regular de los bujes es importante basado únicamente en la cantidad de veces que han estado expuestos a juntas viajando hacia adentro y hacia fuera del agujero. Cuando se realiza una combinación entre dos diferentes pesos y grados de tubería de revestimiento, esta sección necesita ser soportada debido a la diferente inflexibilidad de las dos secciones. El soporte puede venir, ya sea del cemento o centralización adecuada, de otra manera ser podría desarrollar una pata de perro local. La pared interna de la combinación es doblada y experimentara desgaste de las juntas de la tubería de perforación, el doblez deberá ser sostenido, lo más posible. Es prudente localizar el tope planificado del cemento, lejos de una zona de altas fuerzas laterales de pared, debido a que es posible que se desarrolle una pata de perro local, inmediatamente por encima de la tubería cementada. Los centralizadores deberán colocarse través del cuerpo de la tubería, en vez de colocarlos en los coples. El alejamiento adicional provisto por los centralizadores podría resultar en una pata de perro local, estableciéndose por encima de los coples. 6.6 Banda Dura de Tubería de Perforación Hoy en día la vasta mayoría de las bandas durazno “una aleación resistente al desgaste”. Tales como Armador M y Arnco 200 XT, las cuales exhiben una dureza uniforme de superficie en vez de necesitar carburo de tungsteno. No obstante aun es importante revisar lo que se esta recibiendo, para así asegurarse de que sea “amigable al uso”. 6.7 Protectores de la Tubería de Perforación Estos son colocados en el cuerpo de la tubería de perforación, a unos cuantos pies por encima de la junta para proveer espacio entre la junta y la tubería de revestimiento. Ellos son un elastómero y son fabricados para ser ½” más largos que el OD de la junta. Durante su uso requieren calibramiento regular por desgaste y su subsiguiente renovación. Una alternativa es la de agregar substitutos rotantes de casquillo dentro de la sarta de perforación. 6.8 Tipos de Lodo Lodos Base Agua Desgaste adhesivo severo con fricción. Causado por la falta de barreras sólidas en el lodo. Lodos Base Aceite Fricción reducida. Potencial para desgaste de la tubería de revestimiento dependiendo del bandeo duro de la tubería de perforación y las presiones de contacto de paredes laterales. Lodos Sin Peso/Pesados Incorporar el material de peso, proveerá sólidos al sistema de lodo, que actuara como una material particular entre la junta y la tubería de revestimiento, proveyendo una capa entre las superficies rodantes. El tamaño y la dureza de las partículas son relevantes; una partícula grande proveerá mejor espaciamiento y un material más suave, se desempeñará mejor. Por ejemplo la baritina se desempeña mejor que las adiciones de hematina y cuarzo. Arena/Sedimento Las partículas de arena son demasiado grandes para “rodar en el espacio entre la junta y la tubería de revestimiento. Sistemas sin peso experimentan tanto desgaste adhesivo, que hacen que la influencia abrasiva de la arena, pase inadvertida. En sistemas con peso, el efecto de arena pasa una vez más, inadvertido, debido al efecto diluidor del producto de peso. Lubricantes Su efecto depende de las condiciones de superficie de la tubería de revestimiento/junta y las cantidades de sólidos en el sistema. Los lubricantes producen una película que yace sobre la tubería de revestimiento y la junta, proveyendo una superficie de baja resistencia. Sin embargo el contenido de solidos penetrara la película de manera de prevenir cualquier contacto película/película, rindiendo el lubricante de manera inefectiva. En caso de lubricantes sean incluidos, el control de solidos pasara a ser de alta prioridad. 7 SELECCION DE MATERIALES Dos tipos de servicio necesitan ser considerados: • Sartas expuestas a salmueras y lodos • Sartas expuestas a fluidos de reservorio 7.1 Sartas Expuestas a Salmueras y Lodos El material de la tubería de revestimiento es comúnmente compuesto de carbono o aceros bajos en aleación; existe un gran rango disponible, como es mostrado en API 5CT. Dependiendo de la localización geográfica, el comprador podría tener acceso a tuberías estándar no-API, que claman tener un mejor desempeño. Cuando se trata con salmueras de completación y lodos de perforación, la resistencia a la corrosión muchas veces no es crítica para el diseño. Sin embargo si se anticipa exposición al sulfuro de hidrogeno, deberán ser seleccionadas, las tuberías de revestimiento que son fabricadas para servicios ácidos. Los grado de acero controlados de API para pozos ácidos de alta presión, pueden llevar a diseños de paredes de tubería de revestimiento, muy pesadas. Existe un creciente interés por utilizar grados especializados de alta resistencia de vendedores no-API. 7.2 Sartas Expuestas a Fluidos de Reservorio Esta sección se ocupa principalmente de la tubería de producción, sin embargo tuberías de revestimiento de producción/”liners”, necesitan ser considerados para una posible exposición, debido a fuga/filtración o falla de la tubería. Una guía a grandes rasgos para material requerido, basado en presiones parciales de bióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno, en la fase de gas: 1. CO2 < 3 psia y H2S < 0.05 psia 2. CO2 < 3 psia y H2S > 0.05 psia
3. CO2 > 3 psia y H2S < 0.05 psia 4. CO2 > 3 psia y H2S > 0.05 psia
Para determinar la presión parcial en la fase de gas, multiplique la fracción de mole por la presión de fondo.
Por ejemplo:
10,000 psi presión de fondo con 50 ppm H2S = 0.5 psia
(50 / 1,000,000 x 10,000)
10,000 psi presión de fondo con 3% CO2 = 300 psia
(3 / 100 x 10,000)
1. CO2 < 3 psia y H2S < 0.05 psia Aceros carbonos o con bajo contenido de impureza. Si los aceros carbonos son seleccionados, se debe dar una rigurosa mirada a su vida de servicio y se requerirá potencial de corrosión. 2. CO2 < 3 psia y H2S > 0.05 psia
Aceros carbonos o con bajo contenido de aleación. Sin embargo los materiales requeridos necesitan estar en concordancia con los estándares de. NACE MR0175-G91. Los grados que son para servicios ácidos, se pueden encontrar en API 5CT y NACE MR-0175-91.
3. CO2 > 3 psia y H2S < 0.05 psia No es recomendado utilizar aceros carbonos o aceros con bajo contenido de aleación, ya que tendrán resistencia de corrosión insuficiente. Inhibidores y tubería cubierta con plástico, es una opción, sin embargo el trabajo comienza a complicarse un poquito. Un material que ha sido probado en el campo son las tuberías con 13% de cromo. A pesar de que existen un número de limitaciones, por encima del grado C-95, el material se vuelve quebradizo cuando está en formaciones acidas y por encima de 125 C, existe un riesgo incrementado de corrosión diseminada o corrosión general. Si el grado o temperatura esta afectando el diseño, entonces se requerirá una tubería más exótica como por ejemplo una tubería de acero inoxidable duplex. 4. CO2 > 3 psia y H2S > 0.05 psia.
Este ambiente es indicativo de un pozo corrosivo y un pozo acido. Para el diseño son necesarias las aleaciones resistentes a la corrosión y metales resistentes a los esfuerzos de quiebre, cloruros/sulfuros. Tuberías de acero con 13% de cromo, no son adecuadas, pero se pueden tomar en consideración las que contienen 22% o 25% de cromo, pero con una presión parcial de H2S sobre 1.5 psia, se debe utilizar acero inoxidable ausentico.
La mayor cantidad de información sobre las condiciones de operación, es necesaria para completar la selección final. Tal como:
• Tiempo de vida del diseño
• Tipos de fluido
• Presiones parciales de CO2 y H2S
• Presiones operativas y de diseño
• Temperatura operativa
• Velocidad de flujo/régimen
• Posibilidad de producción de arena
• Química del agua
• Existen cambios probables durante la vida del campo/tuberías?
• Es el levantamiento de gas, probable?
8 FACTORES DE CORROSIÓN
8.1 Bióxido de Carbono
El bióxido de carbono se combina con agua para formar acido carbónico y atacara los aceros carbonos en donde la capa de hierro carbonate se encuentra faltante, y por lo tanto la corrosión localizada, se desarrolla.
La cantidad de corrosión es controlada por cierto número de factores incluyendo presión parcial CO2, pH, temperatura, velocidad del fluido y otros químicos.
8.2 Sulfuro de Hidrogeno
Las fuentes incluyen:
• Fluidos de Pozo
• Actividad Bacterial
• Trastorno de productos de otros aditivos químicos
El sulfuro de hidrogeno se disuelve en el agua y puede formar una capa de protección de escamas de sulfuro de hierro. La corrosión ocurre en donde la escama no está presente.
El hidrogeno derivado natural de la corrosión de agua y las moléculas de hidrogeno son muy grandes para esparcirse dentro del metal. En la presencia de sulfuro de hidrogeno los átomos de hidrogeno son prevenidos de combinarse dentro de las moléculas, dejando a los átomos esparcirse dentro del metal.
Los átomos de hidrogeno tienden a concentrarse en áreas que ya se encuentran bajo esfuerzo.
Su acumulación incrementa los niveles de esfuerzo y reduce la fuerza del material. Las áreas bajo esfuerzo se esfuerzan aun mas, resultando en la quiebre, el cual puede ocurrir rápidamente.
8.3 Oxigeno
El oxigeno disuelto ataca el hierro convirtiéndolo en oxido y/o hidróxido. El grado de corrección es controlado por medio de la habilidad del oxigeno de difundirse a este área para soportar el proceso de corrosión.
Esto puede ser un problema cuando se utilizan un lodo de perforación con base agua y en un sistema de inyección de agua.
Basureros son adicionados al lodo y desgasadores o unidades de prevención son asociados con inyección de agua.
8.4 Iones de Halita
Causa corrosión diseminada localizada y/o corrosión de hendidura en material utilizado para equipos de fondo.
Los iones de halita también son responsables de causar esfuerzos de corrosión de quiebre, en particular en materiales tales como acero austentico. El quiebre ocurrirá normalmente, sobre los 50oC y el resultado es falla quebradiza de pozo por debajo de las fuerzas de resistencia materiales.
diseño y calibracion del equipo para la medicion de presion capilar
3. DISEÑO Y CALIBRACION DEL EQUIPO
Para el diseño del Equipo de Medición de Presión Capilar, se tuvo que realizar un análisis detallado de equipos antes diseñados y se realizo una visita al Laboratorio de Petróleo de Petroproducción. Para lograr adquirir las distintas partes que lo conforman se recurrió a laboratorios mecánicos y a empresas internacionales.
Fig. 3.1 – Equipo diseñado para Medición de Presión Capilar
3.1. Principio de Funcionamiento
Los núcleos a ser utilizados en el plato poroso están inicialmente saturados por completo con un fluido humectante (generalmente agua innata). Los núcleos se colocan sobre un diafragma de material poroso. El tamaño promedio de los poros del diafragma deben ser más pequeños que el de los núcleos. Cuando un fluido no humectante (gas, aire, petróleo), se inyecta a presión dentro del recipiente que contiene los núcleos, el fluido empleado en la saturación del núcleo es desplazado a través del diafragma poroso. Luego de esto se registra la masa del núcleo, la cual debió verse disminuida debido al volumen de fluido humectante desplazado durante la experiencia.
Para construir una curva de presión capilar, primero se aplica una presión en incrementos pequeños para así determinar la presión de desplazamiento a la cual el fluido no humectante comienza a penetrar. Cuando esta presión se determina, se aplica un pequeño incremento en la presión y se deja por tiempo suficiente hasta cerciorarse de que no sale más fluido del núcleo. Luego, se aplica otro incremento de presión y se determina nuevamente la masa del núcleo.
La máxima presión de desplazamiento que se puede alcanzar con este método es la presión de desplazamiento del diafragma, punto en el cual la fase desplazante se abre paso y se echa a perder el experimento. El intervalo de saturación con el cual se puede trabajar con un diafragma de presión se indica en la siguiente figura.
Fig. 3.2 – Intervalo de operación en pruebas de Presión Capilar sobre un diafragma poroso
Este procedimiento es lento, pero tiene la ventaja de que pueden ensayarse varios núcleos simultáneamente en la misma cámara y utilizando la misma membrana.
La figura 3.3 ilustra las relaciones entre las diferentes saturaciones y sus puntos de equilibrio, lo mismo que la presión critica de admisión y la presión capilar correspondiente.
Fig. 3.3 – Presión Capilar en función de etapas de saturación de fluido
3.2. Principio de Funcionamiento
Como se mencionó anteriormente, este equipo funciona con el método de laboratorio de la Membrana Semi-Permeable o Diafragma Poroso. El equipo consta básicamente de dos partes, las cuales son:
• Caja Principal
• Celda de Desaturación
3.2.1. Celda de Desaturación
Es donde se van a colocar los núcleos a los cuales se les quiere determinar su respectiva curva de Presión Capilar. Este componente del equipo fue mandado a fabricar donde un tornero. En las figura 3.4 y 3.5 se muestra el plato poroso y sus componentes principales.
Fig. 3.4 – Componentes Externos del Plato Poroso
Fig. 3.5 – Componentes Internos del Plato Poroso
Cabe recalcar que las membranas semipermeables fueron importadas desde Estados Unidos. Estas tienen un diámetro de 10” y un rango de funcionamiento de 0 a 200 psi; lo cual las hace ideales para el equipo diseñado.
3.2.2. Caja Principal
La caja principal o panel de control consta de tres manómetros (0-30 psi, 0-100 psi y 0-200 psi) (1). Esto hace a este equipo mucho más exacto que si solo tuviera un solo manómetro de 0-200 psi. La presencia de dos válvulas reguladoras de presión (una con rango de funcionamiento de 0 a 40 psi y la otra de 0 a 200 psi) (2) en la caja principal; cada una con su respectiva entrada de gas (3); nos permiten un control más preciso de la presión con la que se va a trabajar. También tenemos, ubicada entre los dos reguladores, una válvula de tres vías (4), que se utiliza para seleccionar el regulador con el que se va a trabajar. Ubicada bajo el manómetro de 0 a 30 psi tenemos una válvula de paso (5), utilizada para abrir o cerrar el flujo de gas hacia este manómetro. Ubicada bajo el manómetro de 0 a 100 psi, tenemos una válvula de dos vías (6), utilizada para abrir el paso del gas hacia el manómetro de 100 psi, o al de 200 psi, dependiendo de la necesidad. Todos estos componentes están interconectados y ensamblados en una caja principal (7), como se muestra en la siguiente figura.
Fig. 3.6 – Caja Principal – Parte Frontal
En la construcción del equipo se utilizo también 16 neplos de cobre y 3 metros de capilar de plástico de 1/8”; como se puede apreciar en la figura 3.6. Todos estos complementos enlazan y establecen comunicación internamente entre los instrumentos del equipo. Estos deben estar bien ajustados, colocando teflón en todas las uniones para evitar posteriores fugas y datos erróneos de presión capilar.
Fig. 3.7 – Caja Principal – Parte Posterior
A continuación se dará una breve explicación de los componentes principales del panel de control.
3.2.2.1 Manómetro Bourdon
El permeámetro de liquido cuenta con un manómetro de 41/2" de diámetro que está en escalas de 0-30 psi y 0-2.2 bar el cual es usado para medir la presión con la cual el fluido atraviesa el núcleo. El tipo de manómetro usado para dicha función es un manómetro Bourdon.
Fig. 3.8 – Manómetro Bourdon
Las partes que constituyen a este tipo de manómetros son:
• Bisel
• Cristal
• Aguja
• Anillo Espaciador
• Escala
• Carátula
• Tornillo de carátula
• Conector
• Base
• Tubo Bourdon
• Final del tubo
• Marco exterior
• Tapa posterior
• Tornillo de ajuste
• Tornillo sujetador de marco exterior
Fig. 3.9 – Partes del Manómetro Bourdon
El mecanismo de funcionamiento del mecanismo de funcionamiento del manómetro está constituido por:
• Tubo Bourdon
• Tornillo de Ajuste
• Cremallera
• Eslabonamiento de Ajuste
• Pivote
• Eje de Aguja
Fig. 3.10 – Mecanismo de Funcionamiento
El funcionamiento consiste que cuando se aplica presión interna al tubo Bourdon, este se reflexiona elásticamente y proporcional a la presión y esa presión por medio de la varilla se transmite a la cremallera la cual tiene unos engranajes que están adaptados al piñón en el cual se encuentra la aguja del manómetro y permite que este se mueva.
El manómetro del equipo de medición de presión capilar es de escala pequeña debido a que la presión de trabajo no puede ser mayor de 2 atmósferas si la presión excede de esta pueden ocurrir dos cosas: la bureta se rompe o el manómetro se descalibra debido a que si se aplican presiones mayores que la del límite elástico del tubo Bourdon este no vuelve a su posición original.
3.2.2.2 Regulador de Presión
El regulador tiene la misión de mantener la presión de trabajo (secundaria) lo más constante posible, independientemente de las variaciones que sufra la presión de red (primaria) y del consumo de CO2. La presión primaria siempre ha de ser mayor que la secundaria. Es regulada por la membrana (1), que es sometida, por un lado, a la presión de trabajo, y por el otro a la fuerza de un resorte (2), ajustable por medio de un tornillo (3).
A medida que la presión de trabajo aumenta, la membrana actúa contra la fuerza del muelle. La sección de paso en el asiento de válvula (4) disminuye hasta que la válvula cierra el paso por completo. En otros términos, la presión es regulada por el caudal que circula. Al tomar aire, la presión de trabajo disminuye y el muelle abre válvula. La regulación de Ia presión de salida ajustada consiste, pues, en la apertura y cierre constantes de la válvula. Al objeto de evitar oscilaciones, encima del platillo de válvula (6) hay dispuesto un amortiguador neumático o de muelle (5). La presión de trabajo se visualiza en un manómetro.
Cuando la presión secundaria aumenta demasiado, la membrana es empujada contra el muelle. Entonces se abre el orificio de escape en la parte central de Ia membrana y el CO2 puede salir a la atmósfera por los orificios de escape existentes en la caja.
Fig. 3.11 – Esquema Regulador de Presión
Fig. 3.12 – Regulador de Presión
3.3. Calibración del equipo
Para poder obtener datos de presión confiables es necesario que el manómetro este calibrado para que pueda dar valores correctos de la presión, esta calibración del manómetro se la realiza mediante el banco calibrador a pesas.
Fig. 3.13 – Banco Calibrador a Pesas
El principio de funcionamiento del banco calibrador de pesas esta basado en el funcionamiento de una prensa hidráulica; en el momento en que se mueve el volante del banco se transmite presión en el fluido la cual es apreciada en el movimiento del platillo porta pesas.
El objetivo es lograr que el pistón del platillo porta pesas que está en contacto con el aceite se encuentre a la misma altura que la base del aro porta manómetro ya que una de las propiedades de la presión establece que la presión en un liquido a una misma altura es igual, entonces la presión leída por el manómetro e igual a la presión ejercida por el pistón del platillo porta pesas.
Fig. 3.14 – Esquema del Calibrador a Pesas
El procedimiento de calibración del manómetro es el siguiente:
1. Tape con la palma de la mano el aro porta manómetro.
2. Gire la válvula del depósito de aceite en sentido anti horario dos vueltas.
3. Extraer completamente el volante tres vueltas.
4. Cierre la válvula de aceite.
5. Quitar la palma de la mano del aro porta manómetro.
6. Girar el volante en sentido horario hasta que salga aceite por el aro porta manómetro.
7. Instalar el manómetro a ser calibrado.
8. Si la aguja del manómetro se desplaza es necesario abrir y cerrar la válvula del depósito de aceite para dejar salir el excedente de aire.
9. Colocar en el platillo porta pesas un peso que ejerza una presión nominal adecuada al rango de presión del manómetro.
10. Girar el volante en sentido horario en forma lenta y uniforme hasta elevar el platillo porta pesas entre las marcas de referencia.
11. Leer la presión indicada en el manómetro.
12. Si la presión del manómetro es diferente a la presión nominal será necesario mover el tornillo de la aguja del manómetro hasta leer la presión nominal.
Fig. 3.15 – Detalle de Marca
Otra consideración muy importante para el buen funcionamiento del equipo de medición de presión capilar, es evitar la presencia de fugas en la cañería. Para detectar estas, conecte la línea de suministro de presión al equipo. Cierre la válvula de alivio, para sellar la salida del regulador de presión hacia la atmósfera. Cerrar la válvula de paso hacia la celda de desaturación para evitar el escape de aire.
Aplicar presión al instrumento a la máxima capacidad del manómetro y cierre la válvula reguladora. No desconecte la línea de presión del suministro durante la prueba de presión. Si no hay indicios de caída de presión el en manómetro en aproximadamente diez minutos, entonces el instrumento no tiene fugas.
Si la presión desciende, entonces revise todas las juntas con agua y jabón para determinar donde se encuentran las posibles fugas. Filtraciones en las líneas de la válvula de tres vías tiene muy poca influencia en las medidas de presión capilar.
Para el diseño del Equipo de Medición de Presión Capilar, se tuvo que realizar un análisis detallado de equipos antes diseñados y se realizo una visita al Laboratorio de Petróleo de Petroproducción. Para lograr adquirir las distintas partes que lo conforman se recurrió a laboratorios mecánicos y a empresas internacionales.
Fig. 3.1 – Equipo diseñado para Medición de Presión Capilar
3.1. Principio de Funcionamiento
Los núcleos a ser utilizados en el plato poroso están inicialmente saturados por completo con un fluido humectante (generalmente agua innata). Los núcleos se colocan sobre un diafragma de material poroso. El tamaño promedio de los poros del diafragma deben ser más pequeños que el de los núcleos. Cuando un fluido no humectante (gas, aire, petróleo), se inyecta a presión dentro del recipiente que contiene los núcleos, el fluido empleado en la saturación del núcleo es desplazado a través del diafragma poroso. Luego de esto se registra la masa del núcleo, la cual debió verse disminuida debido al volumen de fluido humectante desplazado durante la experiencia.
Para construir una curva de presión capilar, primero se aplica una presión en incrementos pequeños para así determinar la presión de desplazamiento a la cual el fluido no humectante comienza a penetrar. Cuando esta presión se determina, se aplica un pequeño incremento en la presión y se deja por tiempo suficiente hasta cerciorarse de que no sale más fluido del núcleo. Luego, se aplica otro incremento de presión y se determina nuevamente la masa del núcleo.
La máxima presión de desplazamiento que se puede alcanzar con este método es la presión de desplazamiento del diafragma, punto en el cual la fase desplazante se abre paso y se echa a perder el experimento. El intervalo de saturación con el cual se puede trabajar con un diafragma de presión se indica en la siguiente figura.
Fig. 3.2 – Intervalo de operación en pruebas de Presión Capilar sobre un diafragma poroso
Este procedimiento es lento, pero tiene la ventaja de que pueden ensayarse varios núcleos simultáneamente en la misma cámara y utilizando la misma membrana.
La figura 3.3 ilustra las relaciones entre las diferentes saturaciones y sus puntos de equilibrio, lo mismo que la presión critica de admisión y la presión capilar correspondiente.
Fig. 3.3 – Presión Capilar en función de etapas de saturación de fluido
3.2. Principio de Funcionamiento
Como se mencionó anteriormente, este equipo funciona con el método de laboratorio de la Membrana Semi-Permeable o Diafragma Poroso. El equipo consta básicamente de dos partes, las cuales son:
• Caja Principal
• Celda de Desaturación
3.2.1. Celda de Desaturación
Es donde se van a colocar los núcleos a los cuales se les quiere determinar su respectiva curva de Presión Capilar. Este componente del equipo fue mandado a fabricar donde un tornero. En las figura 3.4 y 3.5 se muestra el plato poroso y sus componentes principales.
Fig. 3.4 – Componentes Externos del Plato Poroso
Fig. 3.5 – Componentes Internos del Plato Poroso
Cabe recalcar que las membranas semipermeables fueron importadas desde Estados Unidos. Estas tienen un diámetro de 10” y un rango de funcionamiento de 0 a 200 psi; lo cual las hace ideales para el equipo diseñado.
3.2.2. Caja Principal
La caja principal o panel de control consta de tres manómetros (0-30 psi, 0-100 psi y 0-200 psi) (1). Esto hace a este equipo mucho más exacto que si solo tuviera un solo manómetro de 0-200 psi. La presencia de dos válvulas reguladoras de presión (una con rango de funcionamiento de 0 a 40 psi y la otra de 0 a 200 psi) (2) en la caja principal; cada una con su respectiva entrada de gas (3); nos permiten un control más preciso de la presión con la que se va a trabajar. También tenemos, ubicada entre los dos reguladores, una válvula de tres vías (4), que se utiliza para seleccionar el regulador con el que se va a trabajar. Ubicada bajo el manómetro de 0 a 30 psi tenemos una válvula de paso (5), utilizada para abrir o cerrar el flujo de gas hacia este manómetro. Ubicada bajo el manómetro de 0 a 100 psi, tenemos una válvula de dos vías (6), utilizada para abrir el paso del gas hacia el manómetro de 100 psi, o al de 200 psi, dependiendo de la necesidad. Todos estos componentes están interconectados y ensamblados en una caja principal (7), como se muestra en la siguiente figura.
Fig. 3.6 – Caja Principal – Parte Frontal
En la construcción del equipo se utilizo también 16 neplos de cobre y 3 metros de capilar de plástico de 1/8”; como se puede apreciar en la figura 3.6. Todos estos complementos enlazan y establecen comunicación internamente entre los instrumentos del equipo. Estos deben estar bien ajustados, colocando teflón en todas las uniones para evitar posteriores fugas y datos erróneos de presión capilar.
Fig. 3.7 – Caja Principal – Parte Posterior
A continuación se dará una breve explicación de los componentes principales del panel de control.
3.2.2.1 Manómetro Bourdon
El permeámetro de liquido cuenta con un manómetro de 41/2" de diámetro que está en escalas de 0-30 psi y 0-2.2 bar el cual es usado para medir la presión con la cual el fluido atraviesa el núcleo. El tipo de manómetro usado para dicha función es un manómetro Bourdon.
Fig. 3.8 – Manómetro Bourdon
Las partes que constituyen a este tipo de manómetros son:
• Bisel
• Cristal
• Aguja
• Anillo Espaciador
• Escala
• Carátula
• Tornillo de carátula
• Conector
• Base
• Tubo Bourdon
• Final del tubo
• Marco exterior
• Tapa posterior
• Tornillo de ajuste
• Tornillo sujetador de marco exterior
Fig. 3.9 – Partes del Manómetro Bourdon
El mecanismo de funcionamiento del mecanismo de funcionamiento del manómetro está constituido por:
• Tubo Bourdon
• Tornillo de Ajuste
• Cremallera
• Eslabonamiento de Ajuste
• Pivote
• Eje de Aguja
Fig. 3.10 – Mecanismo de Funcionamiento
El funcionamiento consiste que cuando se aplica presión interna al tubo Bourdon, este se reflexiona elásticamente y proporcional a la presión y esa presión por medio de la varilla se transmite a la cremallera la cual tiene unos engranajes que están adaptados al piñón en el cual se encuentra la aguja del manómetro y permite que este se mueva.
El manómetro del equipo de medición de presión capilar es de escala pequeña debido a que la presión de trabajo no puede ser mayor de 2 atmósferas si la presión excede de esta pueden ocurrir dos cosas: la bureta se rompe o el manómetro se descalibra debido a que si se aplican presiones mayores que la del límite elástico del tubo Bourdon este no vuelve a su posición original.
3.2.2.2 Regulador de Presión
El regulador tiene la misión de mantener la presión de trabajo (secundaria) lo más constante posible, independientemente de las variaciones que sufra la presión de red (primaria) y del consumo de CO2. La presión primaria siempre ha de ser mayor que la secundaria. Es regulada por la membrana (1), que es sometida, por un lado, a la presión de trabajo, y por el otro a la fuerza de un resorte (2), ajustable por medio de un tornillo (3).
A medida que la presión de trabajo aumenta, la membrana actúa contra la fuerza del muelle. La sección de paso en el asiento de válvula (4) disminuye hasta que la válvula cierra el paso por completo. En otros términos, la presión es regulada por el caudal que circula. Al tomar aire, la presión de trabajo disminuye y el muelle abre válvula. La regulación de Ia presión de salida ajustada consiste, pues, en la apertura y cierre constantes de la válvula. Al objeto de evitar oscilaciones, encima del platillo de válvula (6) hay dispuesto un amortiguador neumático o de muelle (5). La presión de trabajo se visualiza en un manómetro.
Cuando la presión secundaria aumenta demasiado, la membrana es empujada contra el muelle. Entonces se abre el orificio de escape en la parte central de Ia membrana y el CO2 puede salir a la atmósfera por los orificios de escape existentes en la caja.
Fig. 3.11 – Esquema Regulador de Presión
Fig. 3.12 – Regulador de Presión
3.3. Calibración del equipo
Para poder obtener datos de presión confiables es necesario que el manómetro este calibrado para que pueda dar valores correctos de la presión, esta calibración del manómetro se la realiza mediante el banco calibrador a pesas.
Fig. 3.13 – Banco Calibrador a Pesas
El principio de funcionamiento del banco calibrador de pesas esta basado en el funcionamiento de una prensa hidráulica; en el momento en que se mueve el volante del banco se transmite presión en el fluido la cual es apreciada en el movimiento del platillo porta pesas.
El objetivo es lograr que el pistón del platillo porta pesas que está en contacto con el aceite se encuentre a la misma altura que la base del aro porta manómetro ya que una de las propiedades de la presión establece que la presión en un liquido a una misma altura es igual, entonces la presión leída por el manómetro e igual a la presión ejercida por el pistón del platillo porta pesas.
Fig. 3.14 – Esquema del Calibrador a Pesas
El procedimiento de calibración del manómetro es el siguiente:
1. Tape con la palma de la mano el aro porta manómetro.
2. Gire la válvula del depósito de aceite en sentido anti horario dos vueltas.
3. Extraer completamente el volante tres vueltas.
4. Cierre la válvula de aceite.
5. Quitar la palma de la mano del aro porta manómetro.
6. Girar el volante en sentido horario hasta que salga aceite por el aro porta manómetro.
7. Instalar el manómetro a ser calibrado.
8. Si la aguja del manómetro se desplaza es necesario abrir y cerrar la válvula del depósito de aceite para dejar salir el excedente de aire.
9. Colocar en el platillo porta pesas un peso que ejerza una presión nominal adecuada al rango de presión del manómetro.
10. Girar el volante en sentido horario en forma lenta y uniforme hasta elevar el platillo porta pesas entre las marcas de referencia.
11. Leer la presión indicada en el manómetro.
12. Si la presión del manómetro es diferente a la presión nominal será necesario mover el tornillo de la aguja del manómetro hasta leer la presión nominal.
Fig. 3.15 – Detalle de Marca
Otra consideración muy importante para el buen funcionamiento del equipo de medición de presión capilar, es evitar la presencia de fugas en la cañería. Para detectar estas, conecte la línea de suministro de presión al equipo. Cierre la válvula de alivio, para sellar la salida del regulador de presión hacia la atmósfera. Cerrar la válvula de paso hacia la celda de desaturación para evitar el escape de aire.
Aplicar presión al instrumento a la máxima capacidad del manómetro y cierre la válvula reguladora. No desconecte la línea de presión del suministro durante la prueba de presión. Si no hay indicios de caída de presión el en manómetro en aproximadamente diez minutos, entonces el instrumento no tiene fugas.
Si la presión desciende, entonces revise todas las juntas con agua y jabón para determinar donde se encuentran las posibles fugas. Filtraciones en las líneas de la válvula de tres vías tiene muy poca influencia en las medidas de presión capilar.
formas para determinar la permeabilidad
2. FORMAS DE DETERMINAR LA PERMEABILIDAD
Existen muchos y variados métodos disponibles para determinar la permeabilidad, ya sea a una, dos o tres fases dependiendo de las condiciones del reservorio. Métodos que se deben seleccionar adecuadamente para obtener valores que permitan hacer un análisis acorde a lo que esta que esta sucediendo en la realidad. Entre los modelos de determinación más completos tenemos los siguientes.
2.1. Registros eléctricos
El primer registro de pozo, una medida de la resistividad eléctrica, desarrollada por Marcel y Conrad Schlumberger, se llevo a cabo en septiembre de 1927 en Pechelbronn, Francia. Denominando a esta tarea con gran acierto “extracción eléctrica de muestras”.
Desde ese momento hasta la actualidad científicos y tecnólogos han dirigidos avances para el desarrollo de un amplio rango de sofisticadas medidas altamente técnicas y equipos sustentados por poderosos procedimientos de interpretación.
La determinación de la composición de las rocas sedimentarias es la primera tarea de los geólogos. La interpretación de los registro de pozos nos revelará la mineralogía, la proporción de los sólidos que conforman la roca (granos, matriz y cemento), y la naturaleza y proporción (porosidad y saturación) de los fluidos intersticiales.
La textura de las rocas que es la que tiene que ver con la forma y tamaño de los granos de la roca, el grado de clasificación, el tipo de cementación, y la relativa importancia del cemento en si mismo, tienen tres consecuencias importantes. Esto determina la porosidad; el tamaño de los poros y su influencia en los canales conectados, ósea la permeabilidad, y por lo tanto la saturación; y la distribución de la porosidad determina la tortuosidad. Vea la figura 2.1.
FIGURA 2.1. ESPACIOS INTERSTICIALES DE UNA ROCA CLÁSTICA
Para determinar la permeabilidad por medio de la porosidad y la saturación de agua intersticial por encima de la zona de transición agua-petróleo para reservorios de rocas clásticas de origen mecánico, utilice la figura 2.2. La porosidad se la puede determinar; de un registro de densidad, sónico y/o neutrónico; y la saturación de agua irreducible por medio de la ecuación 2.1 de Archie para formaciones limpias con ayuda de un registro de resistividad.
2.1
donde:
FR : Factor de formación ( )
R´w : Resistividad del agua intersticial
R´t : Resistividad total (roca, agua e hidrocarburos)
FIGURA 2.2. RELACIÓN ENTRE PERMEABILIDAD, SATURACIÓN, Y POROSIDAD
2.2. Correlaciones
Corey.- Esta correlación requiere de limitados datos de entrada (desde que la saturación residual es el único parámetro para desarrollar un set de curvas de permeabilidad relativa) y esto es medianamente preciso para medios porosos consolidados con porosidad intergranular.
Las ecuaciones de Corey sirven a menudo para calcular la permeabilidad relativa de reservorios sujetos a procesos de drenaje o a una inyección externa de gas. Este método de cálculo fue derivado de los conceptos de presión capilar y en realidad en ciertos casos, es aproximadamente una función lineal de la saturación efectiva sobre un rango considerable de saturaciones. En base a esta observación y a la respectiva naturaleza de la función tortuosidad-saturación, se derivaron las siguientes expresiones:
2.2
2.3
donde SL es la saturación total de líquido es igual a (1 - Sg); Sm es la saturación mínima (en fracción) de petróleo en la cual la fase de gas es discontinua; y SLR es la saturación residual de líquido expresada en fracción.
Corey y Rathjens estudiaron el efecto de la variación de la permeabilidad en un medio poroso sobre el valor del factor Sm en las ecuaciones de Corey. Confirmaron que Sm es esencialmente igual a la unidad para un medio poroso uniforme e isotrópico: sin embargo, se encontró que los valores de Sm son mayores a uno cuando hubo estratificación perpendicular a la dirección del flujo y menos de la unidad en presencia de estratificación paralela a la dirección del flujo. También concluyeron que las permeabilidades relativas al petróleo fueron menos sensitivas a la estratificación que las permeabilidades relativas al gas.
La ecuación de permeabilidad relativa gas-petróleo sirve a menudo para prueba, extrapolación, y para suavizar datos experimentales. Es también una expresión conveniente que puede ser usada en la simulación por medio de programas adecuados del comportamiento de reservorios.
Pirson.- Propuso las siguientes ecuaciones para hallar la permeabilidad relativa al agua y al petróleo:
2.4
y
2.5
donde Swm es igual a ; Sw* es ; R´o y R´t son las resistividades de la formación saturada completamente con agua y la verdadera, respectivamente.
Jones.- Planteo relaciones matemáticas para permeabilidades relativas en sistemas agua-petróleo y agua-gas en función de Sw y Swi, donde Sw y se puede determinar de registros de pozos, y Swi de un grafico Sw- , las ecuaciones son las siguientes:
2.6
2.7
donde Sw* es el mismo del método anterior.
Knopp.- Desarrollo una correlación de 107 pruebas experimentales de relaciones de permeabilidad relativa gas-petróleo en núcleos de Campos de Venezuela. Los cores se extrajeron de arenas consolidadas y no-consolidadas con permeabilidad y porosidad altas; se utilizo el procedimiento de inyección de gas de Welge para la determinación de krg/kro. Se estableció una sola correlación para reactivar la saturación de agua como un parámetro correlacionante. La correlación más probable de curvas de krg/kro se muestra en la figura 2.3.
FIGURA 2.3. CORRELACIÓN DE KNOPP
La comparación de la correlación de Knopp con valores experimentales es más confiable cuando la geometría media del grupo de curvas krg/kro para un reservorio dado o un grupo de muestras se compara con la correspondiente curva más probable de la correlación. Además sugirió un procedimiento para desarrollar similares aproximaciones para otros tipos de formaciones.
Una comparación entre las correlaciones de Knopp, de Corey y de Wahl para una saturación de agua del 15% se muestra en la figura 2.4.
FIGURA 2.4. COMPARACIÓN DE LAS CORRELACIONES
2.3. Datos de campo
Es factible calcular la relación de permeabilidades relativas directamente de los datos de campo. En los análisis computacionales es necesario reconocer que parte del gas producido en superficie estaba disuelto dentro de la fase líquida en el yacimiento. Así;
gas producido = gas libre + gas en solución 2.8
Si consideramos el flujo de gas libre en el reservorio, entonces se puede utilizar la ley de Darcy para un sistema radial:
2.9
Similarmente, la tasa de flujo de petróleo en el mismo sistema es:
2.10
donde rw es el radio del pozo y re es el radio externo del área drenada por el pozo. Bo y Bg son los factores de formación volumétricos del petróleo y el gas, respectivamente.
La proporción de gas libre a petróleo se obtiene dividiendo la ecuación 2.9 por la ecuación 2.10. Si expresamos a RP, la relación gas/petróleo acumulada y RS, la proporción gas/petróleo en solución, en términos de pies cúbico estándar por barriles a condiciones de stock tank, la ecuación 2.8 nos queda:
2.11
despejando, la relación de permeabilidades relativas nos da:
2.12
La saturación de petróleo que corresponde a esta relación de permeabilidades relativas puede determinarse de un balance de materiales. Si asumimos que no hay influjo de agua, cero producción de agua, cero inyección de fluidos, y que no existe gorra de gas, la ecuación de balance de materiales puede escribirse:
2.13
donde se asumen despreciables los efectos menores como el cambio en el volumen poroso del reservorio. En la ecuación 2.13 el símbolo N denota los barriles stock tank de petróleo en el lugar; Np el número de barriles de petróleo producidos a condiciones estándar; y Boi es la proporción del volumen de petróleo inicial a condiciones de reservorio para el volumen de petróleo a condiciones estándar.
Si la saturación total de líquido en el reservorio se expresa como:
2.14
entonces para obtener la curva de permeabilidad relativa se grafica kg/ko de la ecuación 2.12 versus SL de la ecuación 2.14. Estos valores del kg/ko pueden usarse para verificar la exactitud de las permeabilidades relativas determinada por las técnicas empíricas o de laboratorio.
2.4. Métodos de laboratorio
2.4.1. Permeámetro de líquidos
Este permeámetro sirve para determinar la permeabilidad por medio de líquidos en núcleos consolidados.
El uso de un líquido para las medir la permeabilidad proveerá valores verdaderos o absolutos de permeabilidad, sin tener problemas con la hidratación o la saturación residual de gas. El líquido a usarse debe ser compatible con el núcleo, siendo inerte con relación al material de las muestras.
Las medidas de permeabilidad se determinan, midiendo el tiempo requerido para que un volumen dado de líquido fluya a través de un core de dimensiones conocidas a una presión y temperatura dada. Estos datos proporcionados por el Permeametro de Líquidos, conjuntamente con la viscosidad del fluido, son utilizados para calcular la permeabilidad. La base para este cálculo es la aplicación de la ley de Darcy para flujo lineal:
2.15
donde:
k: Permeabilidad de la muestra en darcys (d)
μ: Viscosidad del fluido a la temperatura indicada en centipoises (cp)
V: Volumen del líquido que atravesó la muestra en un tiempo dado en centímetros cúbicos (cc)
l: Longitud del núcleo en centímetros (cm)
A: Área transversal del core en centímetros cuadrados (cm2)
P: Gradiente de presión en atmósferas (atm)
t : Tiempo que le tomo al fluido de una de la buretas (50cc, 10cc, o 5cc) atravesar el plug para un gradiente de presión dado en segundos (seg)
El Permeametro de Liquido esta provisto de un porta núcleo el cual esta equipado con un neplo de entrada, una válvula y un tubo de sobreflujo en su tapa. Se deben saturar los cores con el fluido a utilizarse en la prueba antes de introducirlos en el porta núcleo. Se instala una bureta que contiene el líquido entre la celda porta núcleo y un múltiple (manifold) este último utilizado para conectarse directamente con la línea de presión de gas. El gas es utilizado como un medio de transferencia de presión para conducir el líquido a través del núcleo. La bureta tiene una bombilla de nivelación conectada a través de un tubo de caucho a la conexión de entrada del porta núcleo. Luego el aire por encima del núcleo y la bureta desplaza al fluido. Buretas intercambiables con volúmenes de 5, 10, y 50 cc pueden ensamblarse. El tiempo requerido por el fluido para moverse en la bureta desde el nivel superior hasta el nivel inferior es determinado con un cronómetro.
2.4.2. Permeámetro de gases
El Permeámetro de Gas Ruska es un equipo que mide la permeabilidad de núcleos consolidados forzando un gas de viscosidad conocida a pasar a través de un core de largo y sección transversal conocida también. Se miden la presión, la temperatura, y el flujo del gas a través del core. El rango del instrumento es de menos de ½ a más de 3,000 milidarcys y puede extenderse para usar muestras de dimensiones especiales. (Para mayor información revise el Capitulo 3). La base para este cálculo es la aplicación de una deducción de la ley de Darcy para el flujo lineal:
2.16
donde:
k = Permeabilidad de la muestra en darcys (md)
μ = Viscosidad del gas a la temperatura observada (tomada de la curva de viscosidad vs. temperatura) en centipoises (cp)
= Tasa media de flujo a la presión media de la lectura del flujometro en centímetros cúbicos por segundo (cc/seg)
l = Longitud de los núcleos en centímetros (cm)
A = Área de la sección transversal de los plugs en centímetros cuadrados (cm2)
P = Gradiente de presión (leída en el manómetro) en atmósferas (atm)
2.5. Presión capilar
Las técnicas que sirven para calcular la permeabilidad relativa de datos de presión capilar fueron desarrolladas para situaciones de drenaje donde la fase no-mojante (el gas) desplaza a la fase mojante (el aceite o el agua). Por eso el uso de las técnicas está generalmente limitadas para sistemas gas-petróleo o gas-agua donde se produce el reservorio por un proceso de drenaje. Aunque es posible calcular las permeabilidades relativas de un sistema agua-petróleo de datos de presión capilar, la exactitud de esta técnica es incierta; el desplazamiento de aceite por agua en una roca mojada por agua es un proceso de imbibición.
La técnica es útil en rocas que tienen baja permeabilidad donde las pruebas de flujo son imprácticas y para instancias dónde los datos de presión capilar han sido medidos pero no se cuenta con una muestra de roca disponible para medirle su permeabilidad relativa. Otro uso que se ha sugerido para la técnica de presión capilar es en reservorios de gas retrogrado, donde la saturación de petróleo aumenta con disminuciones de presión, con una saturación inicial de aceite que puede ser tan baja como cero. Se recomiendan los métodos de presión capilar para esta situación porque la prueba en estado inestable convencional esta diseñada para saturaciones de aceite bajas.
Usualmente se usan los datos obtenidos por la inyección de mercurio cuando la permeabilidad relativa es estimada de la técnica de presión capilar. Se evacua el core y el mercurio (la fase no-mojante) se inyecta en incrementos medidos a presiones crecientes. Aproximadamente se obtienen 20 puntos de datos en una prueba de laboratorio típica diseñada para proporcionar una curva de presión capilar completa, la cual se requiere para calcular la permeabilidad relativa por el método descrito más abajo.
Varios investigadores han desarrollado ecuaciones para estimar la permeabilidad relativa de datos de presión capilar. Purcell presentó las siguientes ecuaciones:
2.17
2.18
donde los sufijos wt y nwt indican las fases mojante y no-mojante, respectivamente, y el valor de n es 2.
Existen muchos y variados métodos disponibles para determinar la permeabilidad, ya sea a una, dos o tres fases dependiendo de las condiciones del reservorio. Métodos que se deben seleccionar adecuadamente para obtener valores que permitan hacer un análisis acorde a lo que esta que esta sucediendo en la realidad. Entre los modelos de determinación más completos tenemos los siguientes.
2.1. Registros eléctricos
El primer registro de pozo, una medida de la resistividad eléctrica, desarrollada por Marcel y Conrad Schlumberger, se llevo a cabo en septiembre de 1927 en Pechelbronn, Francia. Denominando a esta tarea con gran acierto “extracción eléctrica de muestras”.
Desde ese momento hasta la actualidad científicos y tecnólogos han dirigidos avances para el desarrollo de un amplio rango de sofisticadas medidas altamente técnicas y equipos sustentados por poderosos procedimientos de interpretación.
La determinación de la composición de las rocas sedimentarias es la primera tarea de los geólogos. La interpretación de los registro de pozos nos revelará la mineralogía, la proporción de los sólidos que conforman la roca (granos, matriz y cemento), y la naturaleza y proporción (porosidad y saturación) de los fluidos intersticiales.
La textura de las rocas que es la que tiene que ver con la forma y tamaño de los granos de la roca, el grado de clasificación, el tipo de cementación, y la relativa importancia del cemento en si mismo, tienen tres consecuencias importantes. Esto determina la porosidad; el tamaño de los poros y su influencia en los canales conectados, ósea la permeabilidad, y por lo tanto la saturación; y la distribución de la porosidad determina la tortuosidad. Vea la figura 2.1.
FIGURA 2.1. ESPACIOS INTERSTICIALES DE UNA ROCA CLÁSTICA
Para determinar la permeabilidad por medio de la porosidad y la saturación de agua intersticial por encima de la zona de transición agua-petróleo para reservorios de rocas clásticas de origen mecánico, utilice la figura 2.2. La porosidad se la puede determinar; de un registro de densidad, sónico y/o neutrónico; y la saturación de agua irreducible por medio de la ecuación 2.1 de Archie para formaciones limpias con ayuda de un registro de resistividad.
2.1
donde:
FR : Factor de formación ( )
R´w : Resistividad del agua intersticial
R´t : Resistividad total (roca, agua e hidrocarburos)
FIGURA 2.2. RELACIÓN ENTRE PERMEABILIDAD, SATURACIÓN, Y POROSIDAD
2.2. Correlaciones
Corey.- Esta correlación requiere de limitados datos de entrada (desde que la saturación residual es el único parámetro para desarrollar un set de curvas de permeabilidad relativa) y esto es medianamente preciso para medios porosos consolidados con porosidad intergranular.
Las ecuaciones de Corey sirven a menudo para calcular la permeabilidad relativa de reservorios sujetos a procesos de drenaje o a una inyección externa de gas. Este método de cálculo fue derivado de los conceptos de presión capilar y en realidad en ciertos casos, es aproximadamente una función lineal de la saturación efectiva sobre un rango considerable de saturaciones. En base a esta observación y a la respectiva naturaleza de la función tortuosidad-saturación, se derivaron las siguientes expresiones:
2.2
2.3
donde SL es la saturación total de líquido es igual a (1 - Sg); Sm es la saturación mínima (en fracción) de petróleo en la cual la fase de gas es discontinua; y SLR es la saturación residual de líquido expresada en fracción.
Corey y Rathjens estudiaron el efecto de la variación de la permeabilidad en un medio poroso sobre el valor del factor Sm en las ecuaciones de Corey. Confirmaron que Sm es esencialmente igual a la unidad para un medio poroso uniforme e isotrópico: sin embargo, se encontró que los valores de Sm son mayores a uno cuando hubo estratificación perpendicular a la dirección del flujo y menos de la unidad en presencia de estratificación paralela a la dirección del flujo. También concluyeron que las permeabilidades relativas al petróleo fueron menos sensitivas a la estratificación que las permeabilidades relativas al gas.
La ecuación de permeabilidad relativa gas-petróleo sirve a menudo para prueba, extrapolación, y para suavizar datos experimentales. Es también una expresión conveniente que puede ser usada en la simulación por medio de programas adecuados del comportamiento de reservorios.
Pirson.- Propuso las siguientes ecuaciones para hallar la permeabilidad relativa al agua y al petróleo:
2.4
y
2.5
donde Swm es igual a ; Sw* es ; R´o y R´t son las resistividades de la formación saturada completamente con agua y la verdadera, respectivamente.
Jones.- Planteo relaciones matemáticas para permeabilidades relativas en sistemas agua-petróleo y agua-gas en función de Sw y Swi, donde Sw y se puede determinar de registros de pozos, y Swi de un grafico Sw- , las ecuaciones son las siguientes:
2.6
2.7
donde Sw* es el mismo del método anterior.
Knopp.- Desarrollo una correlación de 107 pruebas experimentales de relaciones de permeabilidad relativa gas-petróleo en núcleos de Campos de Venezuela. Los cores se extrajeron de arenas consolidadas y no-consolidadas con permeabilidad y porosidad altas; se utilizo el procedimiento de inyección de gas de Welge para la determinación de krg/kro. Se estableció una sola correlación para reactivar la saturación de agua como un parámetro correlacionante. La correlación más probable de curvas de krg/kro se muestra en la figura 2.3.
FIGURA 2.3. CORRELACIÓN DE KNOPP
La comparación de la correlación de Knopp con valores experimentales es más confiable cuando la geometría media del grupo de curvas krg/kro para un reservorio dado o un grupo de muestras se compara con la correspondiente curva más probable de la correlación. Además sugirió un procedimiento para desarrollar similares aproximaciones para otros tipos de formaciones.
Una comparación entre las correlaciones de Knopp, de Corey y de Wahl para una saturación de agua del 15% se muestra en la figura 2.4.
FIGURA 2.4. COMPARACIÓN DE LAS CORRELACIONES
2.3. Datos de campo
Es factible calcular la relación de permeabilidades relativas directamente de los datos de campo. En los análisis computacionales es necesario reconocer que parte del gas producido en superficie estaba disuelto dentro de la fase líquida en el yacimiento. Así;
gas producido = gas libre + gas en solución 2.8
Si consideramos el flujo de gas libre en el reservorio, entonces se puede utilizar la ley de Darcy para un sistema radial:
2.9
Similarmente, la tasa de flujo de petróleo en el mismo sistema es:
2.10
donde rw es el radio del pozo y re es el radio externo del área drenada por el pozo. Bo y Bg son los factores de formación volumétricos del petróleo y el gas, respectivamente.
La proporción de gas libre a petróleo se obtiene dividiendo la ecuación 2.9 por la ecuación 2.10. Si expresamos a RP, la relación gas/petróleo acumulada y RS, la proporción gas/petróleo en solución, en términos de pies cúbico estándar por barriles a condiciones de stock tank, la ecuación 2.8 nos queda:
2.11
despejando, la relación de permeabilidades relativas nos da:
2.12
La saturación de petróleo que corresponde a esta relación de permeabilidades relativas puede determinarse de un balance de materiales. Si asumimos que no hay influjo de agua, cero producción de agua, cero inyección de fluidos, y que no existe gorra de gas, la ecuación de balance de materiales puede escribirse:
2.13
donde se asumen despreciables los efectos menores como el cambio en el volumen poroso del reservorio. En la ecuación 2.13 el símbolo N denota los barriles stock tank de petróleo en el lugar; Np el número de barriles de petróleo producidos a condiciones estándar; y Boi es la proporción del volumen de petróleo inicial a condiciones de reservorio para el volumen de petróleo a condiciones estándar.
Si la saturación total de líquido en el reservorio se expresa como:
2.14
entonces para obtener la curva de permeabilidad relativa se grafica kg/ko de la ecuación 2.12 versus SL de la ecuación 2.14. Estos valores del kg/ko pueden usarse para verificar la exactitud de las permeabilidades relativas determinada por las técnicas empíricas o de laboratorio.
2.4. Métodos de laboratorio
2.4.1. Permeámetro de líquidos
Este permeámetro sirve para determinar la permeabilidad por medio de líquidos en núcleos consolidados.
El uso de un líquido para las medir la permeabilidad proveerá valores verdaderos o absolutos de permeabilidad, sin tener problemas con la hidratación o la saturación residual de gas. El líquido a usarse debe ser compatible con el núcleo, siendo inerte con relación al material de las muestras.
Las medidas de permeabilidad se determinan, midiendo el tiempo requerido para que un volumen dado de líquido fluya a través de un core de dimensiones conocidas a una presión y temperatura dada. Estos datos proporcionados por el Permeametro de Líquidos, conjuntamente con la viscosidad del fluido, son utilizados para calcular la permeabilidad. La base para este cálculo es la aplicación de la ley de Darcy para flujo lineal:
2.15
donde:
k: Permeabilidad de la muestra en darcys (d)
μ: Viscosidad del fluido a la temperatura indicada en centipoises (cp)
V: Volumen del líquido que atravesó la muestra en un tiempo dado en centímetros cúbicos (cc)
l: Longitud del núcleo en centímetros (cm)
A: Área transversal del core en centímetros cuadrados (cm2)
P: Gradiente de presión en atmósferas (atm)
t : Tiempo que le tomo al fluido de una de la buretas (50cc, 10cc, o 5cc) atravesar el plug para un gradiente de presión dado en segundos (seg)
El Permeametro de Liquido esta provisto de un porta núcleo el cual esta equipado con un neplo de entrada, una válvula y un tubo de sobreflujo en su tapa. Se deben saturar los cores con el fluido a utilizarse en la prueba antes de introducirlos en el porta núcleo. Se instala una bureta que contiene el líquido entre la celda porta núcleo y un múltiple (manifold) este último utilizado para conectarse directamente con la línea de presión de gas. El gas es utilizado como un medio de transferencia de presión para conducir el líquido a través del núcleo. La bureta tiene una bombilla de nivelación conectada a través de un tubo de caucho a la conexión de entrada del porta núcleo. Luego el aire por encima del núcleo y la bureta desplaza al fluido. Buretas intercambiables con volúmenes de 5, 10, y 50 cc pueden ensamblarse. El tiempo requerido por el fluido para moverse en la bureta desde el nivel superior hasta el nivel inferior es determinado con un cronómetro.
2.4.2. Permeámetro de gases
El Permeámetro de Gas Ruska es un equipo que mide la permeabilidad de núcleos consolidados forzando un gas de viscosidad conocida a pasar a través de un core de largo y sección transversal conocida también. Se miden la presión, la temperatura, y el flujo del gas a través del core. El rango del instrumento es de menos de ½ a más de 3,000 milidarcys y puede extenderse para usar muestras de dimensiones especiales. (Para mayor información revise el Capitulo 3). La base para este cálculo es la aplicación de una deducción de la ley de Darcy para el flujo lineal:
2.16
donde:
k = Permeabilidad de la muestra en darcys (md)
μ = Viscosidad del gas a la temperatura observada (tomada de la curva de viscosidad vs. temperatura) en centipoises (cp)
= Tasa media de flujo a la presión media de la lectura del flujometro en centímetros cúbicos por segundo (cc/seg)
l = Longitud de los núcleos en centímetros (cm)
A = Área de la sección transversal de los plugs en centímetros cuadrados (cm2)
P = Gradiente de presión (leída en el manómetro) en atmósferas (atm)
2.5. Presión capilar
Las técnicas que sirven para calcular la permeabilidad relativa de datos de presión capilar fueron desarrolladas para situaciones de drenaje donde la fase no-mojante (el gas) desplaza a la fase mojante (el aceite o el agua). Por eso el uso de las técnicas está generalmente limitadas para sistemas gas-petróleo o gas-agua donde se produce el reservorio por un proceso de drenaje. Aunque es posible calcular las permeabilidades relativas de un sistema agua-petróleo de datos de presión capilar, la exactitud de esta técnica es incierta; el desplazamiento de aceite por agua en una roca mojada por agua es un proceso de imbibición.
La técnica es útil en rocas que tienen baja permeabilidad donde las pruebas de flujo son imprácticas y para instancias dónde los datos de presión capilar han sido medidos pero no se cuenta con una muestra de roca disponible para medirle su permeabilidad relativa. Otro uso que se ha sugerido para la técnica de presión capilar es en reservorios de gas retrogrado, donde la saturación de petróleo aumenta con disminuciones de presión, con una saturación inicial de aceite que puede ser tan baja como cero. Se recomiendan los métodos de presión capilar para esta situación porque la prueba en estado inestable convencional esta diseñada para saturaciones de aceite bajas.
Usualmente se usan los datos obtenidos por la inyección de mercurio cuando la permeabilidad relativa es estimada de la técnica de presión capilar. Se evacua el core y el mercurio (la fase no-mojante) se inyecta en incrementos medidos a presiones crecientes. Aproximadamente se obtienen 20 puntos de datos en una prueba de laboratorio típica diseñada para proporcionar una curva de presión capilar completa, la cual se requiere para calcular la permeabilidad relativa por el método descrito más abajo.
Varios investigadores han desarrollado ecuaciones para estimar la permeabilidad relativa de datos de presión capilar. Purcell presentó las siguientes ecuaciones:
2.17
2.18
donde los sufijos wt y nwt indican las fases mojante y no-mojante, respectivamente, y el valor de n es 2.
formas para determinar la presion capilar
FORMAS PARA DETERMINAR LA PRESION …CAPILAR
2.1 Método de la Centrifuga
En este método se emplea una centrífuga de alta velocidad para aumentar la diferencia de presión entre las fases.
Ventajas:
• Es un método rápido.
• El instrumental es más elaborado pero no es necesario asegurar contactos capilares. El drenaje de la fase desplazada es directo.
• Permite hacer mediciones de Drenaje e Imbibición.
• Permite definir perfectamente la presión umbral de muestras poco permeables.
• Permite alcanzar presiones capilares más elevadas que con el método de Estados Restaurados.
• Compara favorablemente con el método de Estados Restaurados en todo el rango de saturaciones.
Desventajas:
• El cálculo es indirecto. La saturación de fases varía a lo largo de la muestra.
Este método de medición de las curvas de presión capilar presenta características únicas con respecto a las metodologías alternativas (membrana semi-permeable e inyección de mercurio).
2.1.1 Características Generales y Metodología Experimental
La metodología típica de trabajo para obtener curvas de presión capilar gas-agua es la siguiente:
1. Se satura la muestra al 100 % con agua de formación.
2. Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente diseñado.
3. Se hace girar la muestra a un régimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminación de agua por efecto de la fuerza generada.
4. Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga. Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno régimen de giro.
5. Se repiten las operaciones indicadas en los puntos "3" y "4" a regímenes crecientes de giro, hasta alcanzar el máximo régimen previsto.
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Régimen de giro - Volumen desplazado. Este juego de valores se transforma fácilmente a pares Presión Capilar - Saturación promedio de la muestra, pero requiere algún tratamiento numérico antes de convertirse en la curva de presión capilar del sistema.
En el capitulo anterior se mostró que el ascenso capilar y la presión capilar de un sistema se relacionan con la ecuación:
• PCAP = wo . g . h. [1]
En el caso de la centrífuga "g" toma un valor más genérico que el de la gravedad y debe reemplazarse por la aceleración radial originada por el giro del sistema. Al máximo régimen de giro se dispone de una aceleración equivalente a varios cientos de "gravedades", por lo que, para desarrollar un modelo equivalente podemos decir que una muestra de 5 cm sometida a 500 gravedades es similar (en cuanto a la manifestación de efectos capilares) que una muestra 25 m sometida a la gravedad normal.
Lo anterior significa que, en la muestra mencionada
• En la base de la muestra, donde la altura de líquido es cero (h=0) la presión capilar es nula. Este punto se corresponde con el FWL.
• En el tope de la muestra de 5 cm, la presión capilar corresponde a la que desarrolla en 25 m de espesor de reservorio.
En otras palabras, en la base de la muestra se tienen (siempre) el 100 % de saturación de agua y en el tope de la muestra se tiene la saturación equivalente a la presión capilar indicada en [1].
La situación mencionada conduce a que la saturación de la muestra no sea uniforme y que, por lo tanto, la saturación media obtenida por medición directa no sea la saturación correspondiente a la presión aplicada en el tope de la muestra. Por esta razón debe realizarse un ajuste numérico para obtener la curva deseada.
NOTA: La saturación inhomogénea de la muestra en cada régimen de giro es la razón por la que las mediciones deben hacerse con la centrifuga en movimiento. Si el aparto se detuviera para hacer las mediciones se producirían fenómenos de histéresis que afectarían notablemente los resultados.
2.2 Método de la Inyección de Mercurio
En esta sección se profundiza sobre las particularidades del método de inyección de mercurio, haciendo hincapié en los aspectos que diferencian sus resultados de los obtenidos mediante las otras metodologías.
2.2.1 Características Generales y Metodología Experimental
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoría de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de interés para la acumulación de hidrocarburos. En otras palabras, una roca porosa, puesta en contacto con mercurio, no sufre el proceso espontáneo de imbibición. Por el contrario, para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicación de una presión externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase líquida.
Por dicha razón, el juego de fluidos aire-mercurio es apto para la medición de fenómenos capilares en medios porosos naturales. Sin embargo las curvas obtenidas presentan semejanzas y diferencias importantes con las que se obtienen con los sistemas gas-agua, gas-petróleo y agua-petróleo.
La Fig. 2.1 muestra un esquema, muy simplificado, del equipo empleado rutinariamente para realizar estas mediciones.
La muestra, limpia y seca, se pesa, se introduce en la celda de medición y se aplica alto vacío a todo el conjunto con una bomba adecuada (no mostrada en la imagen). La Fig. 2.1 ilustra el momento en que se realiza la primera medición volumétrica en la bomba de desplazamiento. En ese momento el mercurio sólo llega hasta el enrase inferior de la celda.
Fig. 2.2 - Lectura inicial durante la determinación de Presión Capilar por Inyección de Hg
La Fig. 2.2 muestra el estado del sistema, cuando el mercurio alcanza el enrase superior (Nota: aunque no se indica en detalle en las figuras, ambos enrases se realizan en forma visual empleando marcas pre-establecidas en las ventanas inferior y superior del equipo).
Fig. 2.3 - El Mercurio alcanza el enrase superior
En el punto ejemplificado por la Fig. 2.2, no se ejerce presión adicional mediante la bomba de mercurio. Hasta ese momento la bomba se emplea solamente para inundar con Hg la cámara previamente evacuada con la equipo de alto vacío.
La diferencia de lecturas, entre las posiciones de bomba en ambas figuras, permite calcular el volumen no ocupado por la muestra. Habiendo calibrado la celda con anterioridad, este valor permite calcular el volumen aparente ("bulk") de la muestra empleada.
Nota: Para realizar este cálculo se asume que el mercurio aún no invadió el medio poroso. Esta suposición es válida, en general, para muestras con permeabilidad menor a 1 Darcy que no presentan macroporos o fisuras discernibles a simple vista.
A partir de este punto se comienza con la medición de presión capilar propiamente dicha. En otras palabras se comienza a realizar la serie de mediciones Presión-Volumen que se traducen a valores de Presión Capilar - Saturación de fase mojante mediante las calibraciones adecuadas y el conocimiento del VP de la muestra.
• Presión Capilar = P. de fase no mojante - P de fase mojante. = P Hg - P vacío = P Hg
• Sat de fase mojante (%) = (VP - V Hg inyectado) / VP * 100
El ensayo se continúa hasta que se aplica la máxima presión capilar programada obteniéndose, en este proceso, la curva de drenaje de la fase mojante.
Nota: Si durante la despresurización del sistema, se registran los nuevos pares de valores Presión Hg - Volumen de Bomba, en este proceso se obtiene la curva de Imbibición de la fase mojante.
El proceso de medición completo (entre 20 y 30 pares de valores Presión-Volumen) insume entre 1 y 2 horas de medición.
2.2.2 La Inyección de Mercurio y la Swirr
En todos los demás sistemas rutinarios para la medición de presión capilar, la fase mojante (agua o petróleo) es básicamente incompresible mientras que, en el caso del sistema mercurio-aire, la fase mojante (aire) es muy compresible. De hecho, en vez de aire se emplea alto vacío para tornar aún más compresible a la fase mojante. Esta característica genera algunas diferencias fundamentales entre el procedimiento de inyección de mercurio y las demás técnicas de medición.
2.2.3 Comparación entre Inyección de Mercurio y otras Metodologías
Otras metodologías Inyección de Hg
Requieren una vía de eliminación de la fase mojante. Ejemplo: el gas puede invadir una fracción de la red poral sólo en la medida que se retire una cantidad equivalente de agua o de petróleo. No requiere eliminación de la fase mojante: El mercurio puede invadir el medio poroso sin retirar otro fluido pues la red poral se encuentra inicialmente en condiciones de alto vacío.
Poseen un límite para la eliminación de la fase mojante. Una vez que se alcanza una saturación en que la fase mojante se hace discontinua, ésta deja de fluir y por lo tanto no puede eliminarse cantidades adicionales por incremento de presión en la fase no-mojante. Cuando se desplaza agua, el límite de desplazamiento se conoce como Swirr. No hay límite para la inyección de mercurio en la red poral. Como la fase "desplazada" es vacío, el mercurio puede invadir el 100 % del VP de la muestra. No puede obtenerse el valor de Swirr a partir de esta medición
Requieren muestras bien conformadas. Puede trabajarse con muestras mal conformadas y, con algunas precauciones pueden emplearse "cuttings" para las mediciones.
No permiten una descripción completa de los diámetros porales del sistema. La existencia de fases residuales impide alcanzar las diámetros más pequeños con la fase no-mojante. Permite una descripción completa de los diámetros porales del sistema. La inexistencia de fases residuales permite alcanzar (con la aplicación de las presiones adecuadas), las diámetros más pequeños con la fase no-mojante.
Tabla 2.1 - Comparación entre Inyección de Mercurio y otras Metodologías
De las diferencias mencionadas, el punto más destacable es el que se refiere a la imposibilidad de estimar el valor de Swirr mediante la medición de presión capilar por inyección de Hg. Lamentablemente esta operación (estimación del valor de Swirr a partir de la curva de inyección de Hg) es una práctica frecuente, basada en la supuesta equivalencia de todas las curvas de presión capilar. Pero, como se mencionó a lo largo de esta página, la equivalencia entre la curva de inyección de Hg y las otras curvas rutinarias, se pierde cuando la fase mojante se hace discontinua.
En los otros métodos, cuando el agua o el petróleo se hacen discontinuos, no es posible disminuir su saturación por aumento de la presión en la fase no-mojante, pero en el caso de inyección de Hg cuando el vacío se hace "discontinuo", no hay impedimento para que el mercurio sigue invadiendo el medio poroso a medida que se incrementa la presión aplicada sobre él.
Esta situación fue puesta de manifiesto incluso en la publicación original de Purcell1. En dicha publicación Walter Rose incluye la siguiente observación:
".... Por lo que puede anticiparse con fundamentos teóricos, y verdaderamente puede establecerse a partir de un examen de los datos de Purcell que la saturación mínima ("irreductible") de fase mojante... ... no es un resultado del método de inyección de mercurio puesto que este procedimiento involucra una compresión más que un desplazamiento de la fase mojante durante la desaturación. Es evidente, por lo tanto, que los datos reportados por Purcell reflejan principalmente una distribución completa de radios porales... ... brindando información no directamente derivable de las curvas convencionales de presión capilar y conduciendo a a una metodología para estimar permeabilidades y características litológicas de los medios porosos. Sin embargo, debe enfatizarse que no se espera, como resultado habitual, la equivalencia exacta entre los datos convencionales de presión capilar y los obtenidos por inyección de mercurio...".
A lo que Purcell responde (en la discusión incluida junto con el artículo original)
"... Mr Rose ha señalado, muy adecuadamente, las condiciones que deben cumplirse para una equivalencia exacta entre las curvas de inyección de mercurio y las obtenidas por otros métodos. Adicionalmente ha señalado que esas condiciones no necesariamente se cumplen. Es adecuado, por lo tanto, establecer que el autor (Purcell) no pretendió establecer, tal como indica Mr Rose, que el método de inyección de Hg es exactamente equivalente a los métodos convencionales, sino que prefirió mostrar experimentalmente que para los diversos tipos de formación estudiados y en el rango de permeabilidades y porosidades encontrados, existe una razonable similitud entre la presión capilar de mercurio y la del sistema aire-agua. En la publicación no se sacan conclusiones a partir de la comparación de curvas más allá de la similitud mencionada y la misma conclusión ha sido obtenida por Mr Rose con placas de vidrio "fritado". Más aún, debe ser señalado que sólo se discute una aplicación de los datos de presión capilar: La estimación de permeabilidad...".
En la Fig. 2.3 se incluyen, a modo ilustrativo, las figuras mencionadas en los párrafos precedentes. En la comparación visual se observa tanto la similitud general mencionada por Purcell como la tendencia de la curva de inyección de mercurio a continuar con el ingreso de fase no-mojante más allá del punto de Swirr establecido para la curva aire-agua.
La diferencia entre curvas convencionales y curvas de inyección de mercurio es mucho más dramática cuando se trabaja a presiones mayores a las empleadas por Purcell. En tanto que las curvas convencionales evolucionan sólo hasta alcanzar el valor de Swirr, la curva de Hg continúa hasta alcanzar valores muy cercanos a "0", con presiones superiores a los 10,000 psia. Cualquiera que sea el límite superior de presión empleado en la inyección de mercurio, la curva parece estar alcanzando el valor de Swirr aunque el valor verdadero de esta magnitud se haya superado notoriamente.
En otras palabras: las curvas convencionales y la curva de inyección de Hg son básicamente equivalentes mientras la fase mojante no se hace discontinua y comienzan a separarse progresivamente a partir del valor de Swirr.
2.2.4 Conclusiones Principales de la Inyección de Mercurio y
Algunas Recomendaciones Especiales
En función de los desarrollos presentados pueden resumirse las limitaciones y ventajas que presentan las curvas de inyección de mercurio para caracterizar muestras de medios porosos.
Ventajas:
1. Es un método rápido. En general la medición (sobre muestras previamente acondicionadas) requiere entre 1 y 2 hs.
2. La elevada tensión superficial del mercurio permite obtener mayor sensibilidad que con otras metodologías para caracterizar presión umbral o detalles "finos" de la estructura poral.
3. Se puede aplicar a muestras mal conformadas o muestras representativas de "cutting".
4. Permite desarrollar elevadas presiones capilares.
5. Permite caracterizar el medio poroso en función de la distribución de diámetros de gargantas porales.
Desventajas:
1. No permite obtener valores de Swirr.
2. Sólo se puede trabajar sobre muestras secas. En algunos casos existe una notable diferencia entre la permeabilidad de las muestras secas y las que contienen saturaciones de agua propias del reservorio. En estos casos las curvas de inyección de mercurio pueden apartarse notablemente de las obtenidas por otras vías.
3. Inutiliza las muestras para usos posteriores. Es un método destructivo.
2.2.5 Recomendaciones para la Utilización de este Método
1. Registrar siempre el volumen de Hg retenido en el medio poroso luego de la descompresión del mercurio. Esta fase no-mojante residual puede correlacionarse con otras fases residuales (gas o petróleo) del mismo medio poroso.
2. Extender las mediciones hasta la máxima presión posible. De esta forma se dispone de mayor cantidad de datos para correlacionar o identificar diferentes tipos de rocas.
En realidad hay varias maneras de hacer "malabarismos" para estimar Swirr a partir de las curvas de Hg.
1. Conociendo la máxima presión capilar del sistema, se puede "entrar" por el eje de presiones y obtener Sw. El tema es que no se puede saber si este procedimiento nos conduce a estimaciones de Sw que sean inferiores al valor de Swirr, a menos que dispongamos de un dato más sólido. Además, las curvas comienzan a separarse antes de alcanzar Swirr (esto se ve en las curvas del trabajo de Purcell), porque algunos capilares van quedando aislados antes que otros.
2. Cuando la distribución de diámetros porales muestra heterogeneidades marcadas, haciendo algo parecido a lo que se hace con los perfiles de Resonancia Magnética, se puede considerar que los poros grandes tienen fluidos desplazables y los poros chicos corresponden a fluidos residuales. Pero, si la distribución es continua, no se pueden sacar conclusiones simples.
Donde SI resulta adecuada la curva de inyección de mercurio es en la estimación de la magnitud de la zona de transición capilar. En otras palabras, con los coeficientes adecuados, esta curva aporta información para estimar el espesor de reservorio con significativas saturaciones móviles de ambas fases.
En pocas palabras ocurre como con toda la información de reservorio: si se emplea con cuidado y criterio siempre es útil. El problema surge cuando se supone que la medición puede brindar información para la que no está diseñada y se usan los resultados sin un previo análisis crítico.
2.3 Método de la Membrana Semi-Permeable
También es conocido cómo método de Estados Restaurados y constituye el método "patrón" o de referencia para las demás mediciones. Su funcionamiento se basa en el empleo de un medio poroso (membrana) con capilares muy finos que actúan como barrera semi-permeable cuando se encuentra saturada 100% con la fase mojante del sistema.
Conceptualmente es muy simple y su funcionamiento se basa en las propiedades capilares analizadas en el capitulo anterior, en la sección de Sellos Capilares.
Para las mediciones se emplea una cámara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogénea) previamente saturada con la fase mojante del sistema.
Las muestras se saturan al 100% con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la cámara estanca, en contacto capilar con la membrana semi-permeable. El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas, que se coloca entre la muestra y la membrana.
La aplicación sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante, permite establecer los puntos de saturación de las muestras.
Es un método utilizado regularmente para obtener curvas de drenaje en sistemas gas-agua o petróleo-agua.
Fig. 2.5 – Método de la membrana Semi-Permeable
Ventajas:
• Es un método sencillo y directo. Se mide directamente la propiedad de interés. Observación: Es necesario asegurar un excelente contacto capilar entre la muestra y la membrana.
• Es una medición absoluta.
• Permite definir perfectamente la presión umbral y la saturación irreductible de agua del sistema.
Desventajas:
• Sólo se emplea para curvas de drenaje.
• Lleva mucho tiempo. El equilibrio se obtiene al cabo de varios días. Una medición completa insume entre 15 días y un mes.
• En muestras poco permeables (usualmente menos de 20-50 mD) o muy heterogéneas no se alcanza la saturación irreductible de agua (Swirr). La presión capilar se extiende sólo hasta la presión umbral de la membrana.
Este método será estudiado más a fondo en los próximos capítulos, ya que es el aplicado en este proyecto, aunque en lugar de columnas de fluido para medir presiones se va ha utilizar manómetros, que dan la medida de Presión Capilar directamente.
Debido a que con los métodos de la Centrifuga y la membrana Semi-Permeable, se puede obtener el valor de la Swirr (Saturación de Agua Irreductible); a continuación haremos un breve estudio de: “La Swirr Obtenida por Barrido y por Mediciones de Presión Capilar”
2.4 La Swirr Obtenida por Barrido y por Mediciones de Presión Capilar
En esta sección se analiza un caso específico del tema mucho más amplio englobado como Unicidad de los Puntos Extremos de Saturación y Permeabilidad. Para ello vamos a estudiar una situación frecuentemente encontrada durante la caracterización de reservorios: Diferentes valores de agua irreductible obtenidos durante los ensayos de permeabilidad relativa y de presión capilar.
En todos los desarrollos habituales (correlaciones, simulaciones numéricas, etc.) se parte de una suposición básica con respecto a los puntos extremos:
• Dado un medio poroso y un juego de fluidos (Ej.: agua y petróleo) existe un solo juego de valores para Swirr y Sor.
Esta suposición básica implica otro juego más amplio de suposiciones tales como que la historia de saturaciones es la misma (ej.: inicialmente 100 % de agua, tanto en el reservorio como en el laboratorio) y que la mojabilidad del sistema es única. Como ejemplo de lo dicho puede mencionarse que cuando se definen las propiedades de una celda durante la simulación numérica, se fija el mismo valor de Swirr para la curva de Permeabilidad Relativa y de Presión Capilar.
Por otro lado se acepta que las curvas de Permeabilidad Relativa y de Presión Capilar sufren histéresis, pero los puntos extremos no son afectados por los ciclos de drenaje e imbibición.
Y, sin embargo muchas veces la experimentación genera otro tipo de resultados. No es extraño que una misma roca sometida a ensayos de barrido y de presión capilar arroje resultados diferentes para el valor de Swirr. Frente a esta situación, y para definir el único valor necesario, el reservorista recurre a algún tipo de promedio o al descarte de valores considerados no representativos. El objetivo de esta página es profundizar en este tema para colaborar en la optimización de la evaluación de la información disponible durante la toma de decisiones.
Para hacer el desarrollo, aceptaremos, en primera instancia, que existe un único valor para Swirr y analizaremos algunas hipótesis de trabajo:
2.4.1 Muestras de permeabilidad media (entre 20 y 200 mD) poco
laminadas
En estas muestras suele obtenerse buena concordancia entre los valores de Swirr obtenidos por medio de barridos o de desplazamientos capilares.
2.4.2 Muestras muy permeables (más de 500 mD) o de
permeabilidad media y muy laminadas
En estas muestras suelen obtenerse mayores valores de Swirr durante los desplazamientos viscosos (barridos) que durante las mediciones de presión capilar. Esto situación suele presentarse como consecuencia de los siguientes factores concurrentes:
• En las mediciones de laboratorio, el petróleo suele ser la fase no-mojante, y para que pueda desplazar al agua de los canales porales de menor diámetro es necesario garantizar que durante el desplazamiento viscoso, la presión empleada supere la Presión Capilar en dichos poros.
• Experimentalmente, la condición mencionada previamente se verifica aumentando en etapas sucesivas la presión de barrido. Este incremento se continúa hasta asegurar que un incremento de presión no origina un barrido adicional de agua.
• En muestras muy permeables (más de 0.5 D), (que adicionalmente suelen ser poco consolidadas), altas presiones de desplazamiento implican caudales muy altos que pueden dañar el medio poroso, y por lo tanto no resultan aplicables los dos puntos anteriores.
Las soluciones suelen consumir tiempo de ensayo y costos adicionales que muchas veces no se realizan. Las posibles soluciones experimentales son las siguientes:
1. Obtener el agua irreductible por desplazamiento con gas o petróleo en equipos de Presión Capilar
o Por el método de la membrana semipermeable. Este proceso suele consumir varios días.
o Por el método de la centrífuga. Más rápido que el anterior, pero con algunas complicaciones experimentales derivadas de la saturación no homogénea de la muestra. En este caso se requiere prolongar el medio poroso para eliminar la zona de transición que, de otro modo se produciría dentro de la muestra.
2. Emplear una fase orgánica más viscosa (200 cp o más par permitir el aumento de la diferencia de presión entre fases sin incrementar tanto el caudal) para llegar a Swirr y luego realizar el ensayo con la fase orgánica más representativa. Este método tiene algunas desventajas: •
o Las características de los medios porosos naturales no permiten garantizar un total reemplazo de una fase por otra aunque las fases sean mutuamente miscibles. Si el reemplazo no es completo (y no existe una indicación visual de la completitud del reemplazo) se corre el riesgo de realizar el ensayo posterior con una mezcla de fases orgánicas de viscosidad desconocida.
o La elevada viscosidad dificulta la separación de agua y fase orgánica (especialmente hacia el final del desplazamiento donde el agua se produce en micro-gotas), por lo que la técnica experimental debe ser mucho más cuidadosa a efectos de no perder el registro de una parte del agua desplazada.
Como resultado de lo anterior, cuando sólo se recurre a la eliminación de agua por barrido, éste suele ser incompleto. En otras palabras, empleando las prácticas recomendadas para muestras regulares, en el laboratorio, se asume que la muestra se encuentra en condiciones de Swirr cuando, en realidad, podría ser desplazada una fracción adicional de la fase acuosa mediante un incremento de la Presión Capilar.
Como consecuencia, si la muestra es representativa de una porción del reservorio donde las fuerzas capilares generan una Sw inferior a la obtenida en el laboratorio, todo el ensayo posterior puede resultar no representativo. En estos casos es necesario obtener el valor adecuado de Swirr antes de iniciar la inyección de agua o de gas.
En este punto es muy importante destacar que la Sor es dependiente de la Sw presente al comienzo del ensayo de barrido con agua. Esto es consecuencia de que cuanto mayor sea la proporción de la red poral contactada por petróleo, más grande va a ser la cantidad de petróleo retenido durante el posterior desplazamiento con agua o gas. De este modo si, como consecuencia de lo expuesto, se inicia el ensayo de desplazamiento con una Sw mayor que la Swirr, se obtendrá una Sor menor.
2.4.3 Muestras poco permeables (menos de 20 mD)
En estas muestras las Sw más bajas obtenidas durante las mediciones de presión capilar, suelen ser mayores que los valores de Swirr registrados durante los desplazamientos viscosos (barridos). En este caso, la diferencia se debe a que no se completa la curva de Presión Capilar con las presiones alcanzadas en la etapa experimental. Los barridos, por otra parte, permiten aplicar mayores diferencias de presión de modo que no existe dificultad en vencer las fuerzas capilares de los poros de menor diámetro. Cuando se presenta esta situación, es muy importante establecer la Sw que corresponde a la zona de la muestra en estudio, para no iniciar los ensayos de barrido con Sw inferiores a la de reservorio, fijadas por la curva de Presión Capilar y la ubicación del nivel de agua libre (FWL).
Aquí también es importante destacar que un valor erróneo de Sw inicial conduciría a un resultado incorrecto de Sor. Como se detalló en el punto anterior, la Sor es una función de la Sw inicial del sistema.
2.1 Método de la Centrifuga
En este método se emplea una centrífuga de alta velocidad para aumentar la diferencia de presión entre las fases.
Ventajas:
• Es un método rápido.
• El instrumental es más elaborado pero no es necesario asegurar contactos capilares. El drenaje de la fase desplazada es directo.
• Permite hacer mediciones de Drenaje e Imbibición.
• Permite definir perfectamente la presión umbral de muestras poco permeables.
• Permite alcanzar presiones capilares más elevadas que con el método de Estados Restaurados.
• Compara favorablemente con el método de Estados Restaurados en todo el rango de saturaciones.
Desventajas:
• El cálculo es indirecto. La saturación de fases varía a lo largo de la muestra.
Este método de medición de las curvas de presión capilar presenta características únicas con respecto a las metodologías alternativas (membrana semi-permeable e inyección de mercurio).
2.1.1 Características Generales y Metodología Experimental
La metodología típica de trabajo para obtener curvas de presión capilar gas-agua es la siguiente:
1. Se satura la muestra al 100 % con agua de formación.
2. Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente diseñado.
3. Se hace girar la muestra a un régimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminación de agua por efecto de la fuerza generada.
4. Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga. Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno régimen de giro.
5. Se repiten las operaciones indicadas en los puntos "3" y "4" a regímenes crecientes de giro, hasta alcanzar el máximo régimen previsto.
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Régimen de giro - Volumen desplazado. Este juego de valores se transforma fácilmente a pares Presión Capilar - Saturación promedio de la muestra, pero requiere algún tratamiento numérico antes de convertirse en la curva de presión capilar del sistema.
En el capitulo anterior se mostró que el ascenso capilar y la presión capilar de un sistema se relacionan con la ecuación:
• PCAP = wo . g . h. [1]
En el caso de la centrífuga "g" toma un valor más genérico que el de la gravedad y debe reemplazarse por la aceleración radial originada por el giro del sistema. Al máximo régimen de giro se dispone de una aceleración equivalente a varios cientos de "gravedades", por lo que, para desarrollar un modelo equivalente podemos decir que una muestra de 5 cm sometida a 500 gravedades es similar (en cuanto a la manifestación de efectos capilares) que una muestra 25 m sometida a la gravedad normal.
Lo anterior significa que, en la muestra mencionada
• En la base de la muestra, donde la altura de líquido es cero (h=0) la presión capilar es nula. Este punto se corresponde con el FWL.
• En el tope de la muestra de 5 cm, la presión capilar corresponde a la que desarrolla en 25 m de espesor de reservorio.
En otras palabras, en la base de la muestra se tienen (siempre) el 100 % de saturación de agua y en el tope de la muestra se tiene la saturación equivalente a la presión capilar indicada en [1].
La situación mencionada conduce a que la saturación de la muestra no sea uniforme y que, por lo tanto, la saturación media obtenida por medición directa no sea la saturación correspondiente a la presión aplicada en el tope de la muestra. Por esta razón debe realizarse un ajuste numérico para obtener la curva deseada.
NOTA: La saturación inhomogénea de la muestra en cada régimen de giro es la razón por la que las mediciones deben hacerse con la centrifuga en movimiento. Si el aparto se detuviera para hacer las mediciones se producirían fenómenos de histéresis que afectarían notablemente los resultados.
2.2 Método de la Inyección de Mercurio
En esta sección se profundiza sobre las particularidades del método de inyección de mercurio, haciendo hincapié en los aspectos que diferencian sus resultados de los obtenidos mediante las otras metodologías.
2.2.1 Características Generales y Metodología Experimental
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoría de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de interés para la acumulación de hidrocarburos. En otras palabras, una roca porosa, puesta en contacto con mercurio, no sufre el proceso espontáneo de imbibición. Por el contrario, para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicación de una presión externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase líquida.
Por dicha razón, el juego de fluidos aire-mercurio es apto para la medición de fenómenos capilares en medios porosos naturales. Sin embargo las curvas obtenidas presentan semejanzas y diferencias importantes con las que se obtienen con los sistemas gas-agua, gas-petróleo y agua-petróleo.
La Fig. 2.1 muestra un esquema, muy simplificado, del equipo empleado rutinariamente para realizar estas mediciones.
La muestra, limpia y seca, se pesa, se introduce en la celda de medición y se aplica alto vacío a todo el conjunto con una bomba adecuada (no mostrada en la imagen). La Fig. 2.1 ilustra el momento en que se realiza la primera medición volumétrica en la bomba de desplazamiento. En ese momento el mercurio sólo llega hasta el enrase inferior de la celda.
Fig. 2.2 - Lectura inicial durante la determinación de Presión Capilar por Inyección de Hg
La Fig. 2.2 muestra el estado del sistema, cuando el mercurio alcanza el enrase superior (Nota: aunque no se indica en detalle en las figuras, ambos enrases se realizan en forma visual empleando marcas pre-establecidas en las ventanas inferior y superior del equipo).
Fig. 2.3 - El Mercurio alcanza el enrase superior
En el punto ejemplificado por la Fig. 2.2, no se ejerce presión adicional mediante la bomba de mercurio. Hasta ese momento la bomba se emplea solamente para inundar con Hg la cámara previamente evacuada con la equipo de alto vacío.
La diferencia de lecturas, entre las posiciones de bomba en ambas figuras, permite calcular el volumen no ocupado por la muestra. Habiendo calibrado la celda con anterioridad, este valor permite calcular el volumen aparente ("bulk") de la muestra empleada.
Nota: Para realizar este cálculo se asume que el mercurio aún no invadió el medio poroso. Esta suposición es válida, en general, para muestras con permeabilidad menor a 1 Darcy que no presentan macroporos o fisuras discernibles a simple vista.
A partir de este punto se comienza con la medición de presión capilar propiamente dicha. En otras palabras se comienza a realizar la serie de mediciones Presión-Volumen que se traducen a valores de Presión Capilar - Saturación de fase mojante mediante las calibraciones adecuadas y el conocimiento del VP de la muestra.
• Presión Capilar = P. de fase no mojante - P de fase mojante. = P Hg - P vacío = P Hg
• Sat de fase mojante (%) = (VP - V Hg inyectado) / VP * 100
El ensayo se continúa hasta que se aplica la máxima presión capilar programada obteniéndose, en este proceso, la curva de drenaje de la fase mojante.
Nota: Si durante la despresurización del sistema, se registran los nuevos pares de valores Presión Hg - Volumen de Bomba, en este proceso se obtiene la curva de Imbibición de la fase mojante.
El proceso de medición completo (entre 20 y 30 pares de valores Presión-Volumen) insume entre 1 y 2 horas de medición.
2.2.2 La Inyección de Mercurio y la Swirr
En todos los demás sistemas rutinarios para la medición de presión capilar, la fase mojante (agua o petróleo) es básicamente incompresible mientras que, en el caso del sistema mercurio-aire, la fase mojante (aire) es muy compresible. De hecho, en vez de aire se emplea alto vacío para tornar aún más compresible a la fase mojante. Esta característica genera algunas diferencias fundamentales entre el procedimiento de inyección de mercurio y las demás técnicas de medición.
2.2.3 Comparación entre Inyección de Mercurio y otras Metodologías
Otras metodologías Inyección de Hg
Requieren una vía de eliminación de la fase mojante. Ejemplo: el gas puede invadir una fracción de la red poral sólo en la medida que se retire una cantidad equivalente de agua o de petróleo. No requiere eliminación de la fase mojante: El mercurio puede invadir el medio poroso sin retirar otro fluido pues la red poral se encuentra inicialmente en condiciones de alto vacío.
Poseen un límite para la eliminación de la fase mojante. Una vez que se alcanza una saturación en que la fase mojante se hace discontinua, ésta deja de fluir y por lo tanto no puede eliminarse cantidades adicionales por incremento de presión en la fase no-mojante. Cuando se desplaza agua, el límite de desplazamiento se conoce como Swirr. No hay límite para la inyección de mercurio en la red poral. Como la fase "desplazada" es vacío, el mercurio puede invadir el 100 % del VP de la muestra. No puede obtenerse el valor de Swirr a partir de esta medición
Requieren muestras bien conformadas. Puede trabajarse con muestras mal conformadas y, con algunas precauciones pueden emplearse "cuttings" para las mediciones.
No permiten una descripción completa de los diámetros porales del sistema. La existencia de fases residuales impide alcanzar las diámetros más pequeños con la fase no-mojante. Permite una descripción completa de los diámetros porales del sistema. La inexistencia de fases residuales permite alcanzar (con la aplicación de las presiones adecuadas), las diámetros más pequeños con la fase no-mojante.
Tabla 2.1 - Comparación entre Inyección de Mercurio y otras Metodologías
De las diferencias mencionadas, el punto más destacable es el que se refiere a la imposibilidad de estimar el valor de Swirr mediante la medición de presión capilar por inyección de Hg. Lamentablemente esta operación (estimación del valor de Swirr a partir de la curva de inyección de Hg) es una práctica frecuente, basada en la supuesta equivalencia de todas las curvas de presión capilar. Pero, como se mencionó a lo largo de esta página, la equivalencia entre la curva de inyección de Hg y las otras curvas rutinarias, se pierde cuando la fase mojante se hace discontinua.
En los otros métodos, cuando el agua o el petróleo se hacen discontinuos, no es posible disminuir su saturación por aumento de la presión en la fase no-mojante, pero en el caso de inyección de Hg cuando el vacío se hace "discontinuo", no hay impedimento para que el mercurio sigue invadiendo el medio poroso a medida que se incrementa la presión aplicada sobre él.
Esta situación fue puesta de manifiesto incluso en la publicación original de Purcell1. En dicha publicación Walter Rose incluye la siguiente observación:
".... Por lo que puede anticiparse con fundamentos teóricos, y verdaderamente puede establecerse a partir de un examen de los datos de Purcell que la saturación mínima ("irreductible") de fase mojante... ... no es un resultado del método de inyección de mercurio puesto que este procedimiento involucra una compresión más que un desplazamiento de la fase mojante durante la desaturación. Es evidente, por lo tanto, que los datos reportados por Purcell reflejan principalmente una distribución completa de radios porales... ... brindando información no directamente derivable de las curvas convencionales de presión capilar y conduciendo a a una metodología para estimar permeabilidades y características litológicas de los medios porosos. Sin embargo, debe enfatizarse que no se espera, como resultado habitual, la equivalencia exacta entre los datos convencionales de presión capilar y los obtenidos por inyección de mercurio...".
A lo que Purcell responde (en la discusión incluida junto con el artículo original)
"... Mr Rose ha señalado, muy adecuadamente, las condiciones que deben cumplirse para una equivalencia exacta entre las curvas de inyección de mercurio y las obtenidas por otros métodos. Adicionalmente ha señalado que esas condiciones no necesariamente se cumplen. Es adecuado, por lo tanto, establecer que el autor (Purcell) no pretendió establecer, tal como indica Mr Rose, que el método de inyección de Hg es exactamente equivalente a los métodos convencionales, sino que prefirió mostrar experimentalmente que para los diversos tipos de formación estudiados y en el rango de permeabilidades y porosidades encontrados, existe una razonable similitud entre la presión capilar de mercurio y la del sistema aire-agua. En la publicación no se sacan conclusiones a partir de la comparación de curvas más allá de la similitud mencionada y la misma conclusión ha sido obtenida por Mr Rose con placas de vidrio "fritado". Más aún, debe ser señalado que sólo se discute una aplicación de los datos de presión capilar: La estimación de permeabilidad...".
En la Fig. 2.3 se incluyen, a modo ilustrativo, las figuras mencionadas en los párrafos precedentes. En la comparación visual se observa tanto la similitud general mencionada por Purcell como la tendencia de la curva de inyección de mercurio a continuar con el ingreso de fase no-mojante más allá del punto de Swirr establecido para la curva aire-agua.
La diferencia entre curvas convencionales y curvas de inyección de mercurio es mucho más dramática cuando se trabaja a presiones mayores a las empleadas por Purcell. En tanto que las curvas convencionales evolucionan sólo hasta alcanzar el valor de Swirr, la curva de Hg continúa hasta alcanzar valores muy cercanos a "0", con presiones superiores a los 10,000 psia. Cualquiera que sea el límite superior de presión empleado en la inyección de mercurio, la curva parece estar alcanzando el valor de Swirr aunque el valor verdadero de esta magnitud se haya superado notoriamente.
En otras palabras: las curvas convencionales y la curva de inyección de Hg son básicamente equivalentes mientras la fase mojante no se hace discontinua y comienzan a separarse progresivamente a partir del valor de Swirr.
2.2.4 Conclusiones Principales de la Inyección de Mercurio y
Algunas Recomendaciones Especiales
En función de los desarrollos presentados pueden resumirse las limitaciones y ventajas que presentan las curvas de inyección de mercurio para caracterizar muestras de medios porosos.
Ventajas:
1. Es un método rápido. En general la medición (sobre muestras previamente acondicionadas) requiere entre 1 y 2 hs.
2. La elevada tensión superficial del mercurio permite obtener mayor sensibilidad que con otras metodologías para caracterizar presión umbral o detalles "finos" de la estructura poral.
3. Se puede aplicar a muestras mal conformadas o muestras representativas de "cutting".
4. Permite desarrollar elevadas presiones capilares.
5. Permite caracterizar el medio poroso en función de la distribución de diámetros de gargantas porales.
Desventajas:
1. No permite obtener valores de Swirr.
2. Sólo se puede trabajar sobre muestras secas. En algunos casos existe una notable diferencia entre la permeabilidad de las muestras secas y las que contienen saturaciones de agua propias del reservorio. En estos casos las curvas de inyección de mercurio pueden apartarse notablemente de las obtenidas por otras vías.
3. Inutiliza las muestras para usos posteriores. Es un método destructivo.
2.2.5 Recomendaciones para la Utilización de este Método
1. Registrar siempre el volumen de Hg retenido en el medio poroso luego de la descompresión del mercurio. Esta fase no-mojante residual puede correlacionarse con otras fases residuales (gas o petróleo) del mismo medio poroso.
2. Extender las mediciones hasta la máxima presión posible. De esta forma se dispone de mayor cantidad de datos para correlacionar o identificar diferentes tipos de rocas.
En realidad hay varias maneras de hacer "malabarismos" para estimar Swirr a partir de las curvas de Hg.
1. Conociendo la máxima presión capilar del sistema, se puede "entrar" por el eje de presiones y obtener Sw. El tema es que no se puede saber si este procedimiento nos conduce a estimaciones de Sw que sean inferiores al valor de Swirr, a menos que dispongamos de un dato más sólido. Además, las curvas comienzan a separarse antes de alcanzar Swirr (esto se ve en las curvas del trabajo de Purcell), porque algunos capilares van quedando aislados antes que otros.
2. Cuando la distribución de diámetros porales muestra heterogeneidades marcadas, haciendo algo parecido a lo que se hace con los perfiles de Resonancia Magnética, se puede considerar que los poros grandes tienen fluidos desplazables y los poros chicos corresponden a fluidos residuales. Pero, si la distribución es continua, no se pueden sacar conclusiones simples.
Donde SI resulta adecuada la curva de inyección de mercurio es en la estimación de la magnitud de la zona de transición capilar. En otras palabras, con los coeficientes adecuados, esta curva aporta información para estimar el espesor de reservorio con significativas saturaciones móviles de ambas fases.
En pocas palabras ocurre como con toda la información de reservorio: si se emplea con cuidado y criterio siempre es útil. El problema surge cuando se supone que la medición puede brindar información para la que no está diseñada y se usan los resultados sin un previo análisis crítico.
2.3 Método de la Membrana Semi-Permeable
También es conocido cómo método de Estados Restaurados y constituye el método "patrón" o de referencia para las demás mediciones. Su funcionamiento se basa en el empleo de un medio poroso (membrana) con capilares muy finos que actúan como barrera semi-permeable cuando se encuentra saturada 100% con la fase mojante del sistema.
Conceptualmente es muy simple y su funcionamiento se basa en las propiedades capilares analizadas en el capitulo anterior, en la sección de Sellos Capilares.
Para las mediciones se emplea una cámara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogénea) previamente saturada con la fase mojante del sistema.
Las muestras se saturan al 100% con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la cámara estanca, en contacto capilar con la membrana semi-permeable. El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas, que se coloca entre la muestra y la membrana.
La aplicación sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante, permite establecer los puntos de saturación de las muestras.
Es un método utilizado regularmente para obtener curvas de drenaje en sistemas gas-agua o petróleo-agua.
Fig. 2.5 – Método de la membrana Semi-Permeable
Ventajas:
• Es un método sencillo y directo. Se mide directamente la propiedad de interés. Observación: Es necesario asegurar un excelente contacto capilar entre la muestra y la membrana.
• Es una medición absoluta.
• Permite definir perfectamente la presión umbral y la saturación irreductible de agua del sistema.
Desventajas:
• Sólo se emplea para curvas de drenaje.
• Lleva mucho tiempo. El equilibrio se obtiene al cabo de varios días. Una medición completa insume entre 15 días y un mes.
• En muestras poco permeables (usualmente menos de 20-50 mD) o muy heterogéneas no se alcanza la saturación irreductible de agua (Swirr). La presión capilar se extiende sólo hasta la presión umbral de la membrana.
Este método será estudiado más a fondo en los próximos capítulos, ya que es el aplicado en este proyecto, aunque en lugar de columnas de fluido para medir presiones se va ha utilizar manómetros, que dan la medida de Presión Capilar directamente.
Debido a que con los métodos de la Centrifuga y la membrana Semi-Permeable, se puede obtener el valor de la Swirr (Saturación de Agua Irreductible); a continuación haremos un breve estudio de: “La Swirr Obtenida por Barrido y por Mediciones de Presión Capilar”
2.4 La Swirr Obtenida por Barrido y por Mediciones de Presión Capilar
En esta sección se analiza un caso específico del tema mucho más amplio englobado como Unicidad de los Puntos Extremos de Saturación y Permeabilidad. Para ello vamos a estudiar una situación frecuentemente encontrada durante la caracterización de reservorios: Diferentes valores de agua irreductible obtenidos durante los ensayos de permeabilidad relativa y de presión capilar.
En todos los desarrollos habituales (correlaciones, simulaciones numéricas, etc.) se parte de una suposición básica con respecto a los puntos extremos:
• Dado un medio poroso y un juego de fluidos (Ej.: agua y petróleo) existe un solo juego de valores para Swirr y Sor.
Esta suposición básica implica otro juego más amplio de suposiciones tales como que la historia de saturaciones es la misma (ej.: inicialmente 100 % de agua, tanto en el reservorio como en el laboratorio) y que la mojabilidad del sistema es única. Como ejemplo de lo dicho puede mencionarse que cuando se definen las propiedades de una celda durante la simulación numérica, se fija el mismo valor de Swirr para la curva de Permeabilidad Relativa y de Presión Capilar.
Por otro lado se acepta que las curvas de Permeabilidad Relativa y de Presión Capilar sufren histéresis, pero los puntos extremos no son afectados por los ciclos de drenaje e imbibición.
Y, sin embargo muchas veces la experimentación genera otro tipo de resultados. No es extraño que una misma roca sometida a ensayos de barrido y de presión capilar arroje resultados diferentes para el valor de Swirr. Frente a esta situación, y para definir el único valor necesario, el reservorista recurre a algún tipo de promedio o al descarte de valores considerados no representativos. El objetivo de esta página es profundizar en este tema para colaborar en la optimización de la evaluación de la información disponible durante la toma de decisiones.
Para hacer el desarrollo, aceptaremos, en primera instancia, que existe un único valor para Swirr y analizaremos algunas hipótesis de trabajo:
2.4.1 Muestras de permeabilidad media (entre 20 y 200 mD) poco
laminadas
En estas muestras suele obtenerse buena concordancia entre los valores de Swirr obtenidos por medio de barridos o de desplazamientos capilares.
2.4.2 Muestras muy permeables (más de 500 mD) o de
permeabilidad media y muy laminadas
En estas muestras suelen obtenerse mayores valores de Swirr durante los desplazamientos viscosos (barridos) que durante las mediciones de presión capilar. Esto situación suele presentarse como consecuencia de los siguientes factores concurrentes:
• En las mediciones de laboratorio, el petróleo suele ser la fase no-mojante, y para que pueda desplazar al agua de los canales porales de menor diámetro es necesario garantizar que durante el desplazamiento viscoso, la presión empleada supere la Presión Capilar en dichos poros.
• Experimentalmente, la condición mencionada previamente se verifica aumentando en etapas sucesivas la presión de barrido. Este incremento se continúa hasta asegurar que un incremento de presión no origina un barrido adicional de agua.
• En muestras muy permeables (más de 0.5 D), (que adicionalmente suelen ser poco consolidadas), altas presiones de desplazamiento implican caudales muy altos que pueden dañar el medio poroso, y por lo tanto no resultan aplicables los dos puntos anteriores.
Las soluciones suelen consumir tiempo de ensayo y costos adicionales que muchas veces no se realizan. Las posibles soluciones experimentales son las siguientes:
1. Obtener el agua irreductible por desplazamiento con gas o petróleo en equipos de Presión Capilar
o Por el método de la membrana semipermeable. Este proceso suele consumir varios días.
o Por el método de la centrífuga. Más rápido que el anterior, pero con algunas complicaciones experimentales derivadas de la saturación no homogénea de la muestra. En este caso se requiere prolongar el medio poroso para eliminar la zona de transición que, de otro modo se produciría dentro de la muestra.
2. Emplear una fase orgánica más viscosa (200 cp o más par permitir el aumento de la diferencia de presión entre fases sin incrementar tanto el caudal) para llegar a Swirr y luego realizar el ensayo con la fase orgánica más representativa. Este método tiene algunas desventajas: •
o Las características de los medios porosos naturales no permiten garantizar un total reemplazo de una fase por otra aunque las fases sean mutuamente miscibles. Si el reemplazo no es completo (y no existe una indicación visual de la completitud del reemplazo) se corre el riesgo de realizar el ensayo posterior con una mezcla de fases orgánicas de viscosidad desconocida.
o La elevada viscosidad dificulta la separación de agua y fase orgánica (especialmente hacia el final del desplazamiento donde el agua se produce en micro-gotas), por lo que la técnica experimental debe ser mucho más cuidadosa a efectos de no perder el registro de una parte del agua desplazada.
Como resultado de lo anterior, cuando sólo se recurre a la eliminación de agua por barrido, éste suele ser incompleto. En otras palabras, empleando las prácticas recomendadas para muestras regulares, en el laboratorio, se asume que la muestra se encuentra en condiciones de Swirr cuando, en realidad, podría ser desplazada una fracción adicional de la fase acuosa mediante un incremento de la Presión Capilar.
Como consecuencia, si la muestra es representativa de una porción del reservorio donde las fuerzas capilares generan una Sw inferior a la obtenida en el laboratorio, todo el ensayo posterior puede resultar no representativo. En estos casos es necesario obtener el valor adecuado de Swirr antes de iniciar la inyección de agua o de gas.
En este punto es muy importante destacar que la Sor es dependiente de la Sw presente al comienzo del ensayo de barrido con agua. Esto es consecuencia de que cuanto mayor sea la proporción de la red poral contactada por petróleo, más grande va a ser la cantidad de petróleo retenido durante el posterior desplazamiento con agua o gas. De este modo si, como consecuencia de lo expuesto, se inicia el ensayo de desplazamiento con una Sw mayor que la Swirr, se obtendrá una Sor menor.
2.4.3 Muestras poco permeables (menos de 20 mD)
En estas muestras las Sw más bajas obtenidas durante las mediciones de presión capilar, suelen ser mayores que los valores de Swirr registrados durante los desplazamientos viscosos (barridos). En este caso, la diferencia se debe a que no se completa la curva de Presión Capilar con las presiones alcanzadas en la etapa experimental. Los barridos, por otra parte, permiten aplicar mayores diferencias de presión de modo que no existe dificultad en vencer las fuerzas capilares de los poros de menor diámetro. Cuando se presenta esta situación, es muy importante establecer la Sw que corresponde a la zona de la muestra en estudio, para no iniciar los ensayos de barrido con Sw inferiores a la de reservorio, fijadas por la curva de Presión Capilar y la ubicación del nivel de agua libre (FWL).
Aquí también es importante destacar que un valor erróneo de Sw inicial conduciría a un resultado incorrecto de Sor. Como se detalló en el punto anterior, la Sor es una función de la Sw inicial del sistema.
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