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• Luis Sanabria

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CAPITULO II MARCO TEORICO El estudio de la corrosión en las tuberías de producción del pozo requerida en el fondo del pozo para transportar con un determinado composición de hidrocarburos en la producción hasta las facilidades de superficie. El objetivo es determinar, mediante correlaciones de flujo multifasico en tuberías, la habilidad que tiene un pozo para controlar los agentes corrosivos que fluyen en el interior del pozo. El conocimiento de la velocidad y de las propiedades de los fluidos tales como densidad, viscosidad y en algunos casos, tensión superficial son requeridos para los cálculos de gradientes de presión. FIGURA 1: CO2 y H2SEN POZOS CORROSIÓN EN POZOS DE PRODUCCIÓN

FUENTE: UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA CENTRO DE ESTUDIOS DE PRODUCCIÓN

EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS Para una primera comprensión debemos enfocarnos en los conceptos de exploración, desarrollo y explotación. Exploración es la actividad tendente a demostrar las dimensiones, posición, reservas y valores de los yacimientos minerales; desarrollo es el conjunto de actividades, infraestructura, equipos, etc. Orientadas a acceder a la formación, con las características del yacimiento; explotación es la actividad de extracción de los hidrocarburos contenidos en un yacimiento. Terminación del Pozo Se define como aquella en que las pruebas y evaluaciones finales de producción, de los estratos e intervalos seleccionados, son consideradas satisfactorias y el pozo ha sido provisto de los aditamentos definitivos requeridos y, por ende, se ordena el desmantelamiento y salida de la herramienta de perforación. Evaluaciones previas Durante el curso de la perforación, la obtención y estudio de muestras de los recortes de núcleos convencionales o de pared; el análisis continuo e interpretación del posible contenido de hidrocarburos en el fluidos de perforación; la toma de diferentes registros petrofísicos e interpretación cualitativa y cuantitativa de la información; la correlación de la información geológica, sísmica y/o petrofísica; e comportamiento y velocidad de penetración del trépano; y la información e interpretación de alguna prueba de producción hecha con la sarta de perforación en el hoyo desnudo, configuran por si en conjunto la base para decidir la terminación del pozo en determinados yacimientos y los respectivos intervalos escogidos Fluidos del yacimiento El agua que está presente en prácticamente todos los yacimientos de hidrocarburos en el mundo, en el reservorio está separado del petróleo y todos ellos se disponen o acomodan según sus densidades relativas. Normalmente, el gas ocupa la porción más elevada de la estructura, el petróleo se coloca debajo de ella flotando a su vez sobre el agua.

Se determina petróleo a la fase líquida del yacimiento de hidrocarburos. Es una mezcla que en condiciones normalizadas de temperatura y presión se presentan en estado líquido, y según las circunstancia de presión, hidrocarburos gaseosos. de hidrocarburos nafténicos (CnH2n) con porcentajes variables de hidrocarburos parafínicos (CnH2n +2) y aromáticos (derivados del benzol). Contienen también asfaltos y betunes disueltos. El predominio de alguno de los componentes nos llega a denominar el petróleo, según esté, como: parafínico, aromático o asfáltico. Los jóvenes suelen ser asfálticos y los antiguos parafínicos (yacimientos más profundos y plegados). Además de la composición química describimos un crudo petrolífero por su peso específico, generalmente en grados API: 100º API - 0.6112 gr/cm3 1º API-1.0680 gr/cm3 Fuente: GEOLOGÍA ESTRUCTURAL. De Sitter L.U. Siendo lo normal entre 0.73 - 0.97 y teniendo en cuenta que los alquitranes tienen un peso específico de 0.9 -1.016. Es importante el determinar contenido de metales que pueden perjudicar su proceso de refino y no hacerlos aptos para la obtención de sus derivados. Se denomina Gas a la fase gaseosa del yacimiento. Los gases secos corresponden a fracciones que no se suelen disolver en el crudo del yacimiento y están constituidos por metano con cantidades variables de etano, propano y butano. Los gases húmedos han estado disueltos en la fase liquida, incorporándose también algunos hidrocarburos más pesados, Movimiento de los fluidos en el yacimiento Un yacimiento de hidrocarburos es un medio poroso, de cuyas zonas existe una, dos o tres fases inmiscibles: agua, petróleo, y gas. a. Saturación

Cada uno de los fluidos está presente en un punto del yacimiento en determinada proporción respecto al volumen total de los poros. A este valor porcentual la denominación saturación del Fluido Sw, Sg y So. Siendo: 1= Sw +Sg +So Tiene particular importancia el conocimiento de la saturación de agua Sw, lo que se consigue pro medio de resistividades en sonderos, comparando el valor del agua de formación con el registro de resistividades de la roca (más adelante se habla de este apartado). b. Humectabilidad (mojabilidad) Es la tendencia de la superficie interior de los poros del yacimiento a entrar en contacto (ser mojada) por algunos de los fluidos del mismo, dificultando su movimiento. Este comportamiento se ve favorecido por una alta saturación del "fluido humectante". Se dice que una roca es oleófica cuando es humectada por el petróleo e hidrófita cuando lo es por el agua. En la mayoría de los casos los medios son hidrófilos, con saturación del agua por encima del 10 - 20 %. c. Movilidad La movilidad de un fluido del yacimiento crece con las altas saturaciones y bajas humectabilidades. Esto se traduce en una alta permeabilidad relativa. El gas posee una mayor movilidad por no humectar la roca, le sigue en movilidad el petróleo, en la mayor parte de los casos, por el carácter predominantemente hidrófilo de los yacimientos. En función de las saturaciones de las fases humectante y no humectante, se presenta estas en los poros en forma pendular: de lentes cóncavas en el contacto de granos sin continuidad funicular: estableciendo una red continua en el medio de poroso, o insular: gotas aisladas en el centro de los poros.

Los intervalos en los que se tienen una u otra distribución vienen determinados por las saturaciones críticas de las fases. A cada distribución le corresponde una mayor o menor movilidad. Los Mecanismos Naturales de Producción La recuperación de petróleo por los mecanismos naturales de producción se llama “recuperación primaria”. El término referido a los hidrocarburos de producción desde un deposito sin e. uso de cualquier proceso (tal como inyección de fluido) para complementar «a energía natura, del depósito. La recuperación primaria era el único método disponible durante los primeros años de la industria del petróleo, y es todavía el único método usado en muchos campos petrolíferos. Los mecanismos con que el petróleo puede recuperarse durante el agotamiento primario son la solución gaseosa de conducción, el drenaje de gravedad, expansión del casquete por gas, influjo natural de agua, y compactación. Hay dos o más mecanismos naturales de producción que frecuentemente se presentan durante el agotamiento de un depósito; uno de estos mecanismos generalmente predomina, pero el mecanismo predominante puede cambiar gradualmente según el depósito de producción. El tipo del mecanismo de recuperación tiene una influencia importante sobre el porcentaje de hidrocarburos del depósito que serán recuperables. Conducción de la Solución Gaseosa El mecanismo de conducción de la solución gaseosa, a veces referido como la conducción de agotamiento, puede resumirse como sigue para un reservorio sobresaturados (por ejemplo, un reservorio que contiene petróleo que no es completamente saturado con el gas a la presión inicial de reservorio, y es por lo tanto libre sin el gas): 1. La producción del Petróleo se desplaza desde el reservorio

y brota por la

expansión líquida. La presión del reservorio comúnmente declina rápidamente durante esta fase del proceso de producción, desde el petróleo y el agua son únicamente algo comprimible. (Esta fase del proceso de recuperación no ocurre si el petróleo es gas saturado a presión del reservorio inicial)

2. Desde la solubilidad del gas que disminuye con la presión declinante. El reservorio que era inicialmente sobresaturado llega a ser un reservorio de petróleo saturado cuando la presión decreciente para el punto de la burbuja (por ejemplo, cuando comienza a formarse en el petróleo la presión a la que el gas burbujas), la expansión líquida no es más efectiva en el petróleo desplazando para el reservorio, desde la fase del proyecto encogerá al gas liberándose desde la solución. Las burbujas de gas se expande a lo largo del reservorio en forma de presión decreciente, así lentamente la presión del reservorio declina. La tarifa de producción del petróleo es probable que disminuya si están los pozos a la capacidad de producción, desde la saturación creciente del gas permeabilidad disminuye para el petróleo. 3. Como el reservorio presionado continúa declinando, el gas saturado aumentará hasta que una fase de gas esté formado y el gas llega a ser móvil. De la saturación mínima de gas con gas puede fluir dentro del reservorio, una saturación crítica de gas. Durante esta fase de la solución gaseosa conducida, el gas producido con relación de petróleo aumentará considerablemente, y la tarifa de producción de petróleo empezara a declinar. A veces una disminución en la relación del gas petróleo ocurre muy cerca del fin de la vida del campo. Aspectos geológicos relacionados a la explotación de hidrocarburos Introducción a la Geología La geología es la ciencia que estudia el origen, historia y estructura física de la tierra y se constituye en una disciplina esencial para la industria petrolera, puesto que la mayoría de los hidrocarburos son encontrados dentro de las rocas. En el ámbito petrolero, la geología se basa en el estudio de las rocas que contienen petróleo y gas, particularmente aquellas con suficiente cantidades, las mismas que pueden ser comercialmente explotadas y económicamente 3-D. Los ingenieros necesitan un modelo conceptual de los reservorios, sin embargo muchas mediciones ingenieriles hechas en los mismo contienen poca o casi nada de información espacial. He aquí la importancia de la geología, dado que la información geológica

contiene información espacial valorable que puede ser utilizada para visualizar el reservorio en un espacio tridimensional. La primera y más importante información no geológica es la geometría externa del reservorio, la cual está comprendida por sellos o barreras de flujo que impiden la migración de fluidos, formando lo que comúnmente se conocer como una trampa de hidrocarburos. La segunda información geológica más importante es la arquitectura interna del reservorio, dado que un reservorio está compuesto por varios tipos de roca de distinta calidad, sistemáticamente depositados de acuerdo a los principios de diagénesis y estratigrafía; siendo ésta última rama la encargada del estudio geológico de la forma, arreglo, distribución geográfica, sucesión cronológica, clasificación y correlación de los estratos de roca. Geología Estructural La detección de yacimientos gasíferos o petrolíferos se halla limitada, debido a que el petróleo y gas acumulados en los mismos no pueden aflorar a la superficie. Esto hace indispensable una serie de estudios ingeníenles que generalmente comprende tres

etapas

sucesivas:

geológica,

geofísica

y

perforación

exploratoria.

Consecuentemente, dentro de la etapa geológica, la geología estructural pretende con sus técnicas disponibles a: 

Localizar un emplazamiento favorable para la acumulación de petróleo o gas, cuya información será posteriormente complementada con la geofísica y verificada con una perforación exploratoria.



Reconocer en el curso de la perforación, la presencia de hidrocarburos en los intervalos atravesados por el trépano

Del primer objetivo se ocupa la Geología de Superficie, mientras que el segundo pertenece a la Geología del Subsuelo. Trampas de Hidrocarburos

El estudio de una cuenca sedimentaria, implica la presencia y participación e una serie de especialista en ciencias y tecnología, los mismo que una vez hayan concluido su investigación exploratoria, evaluarán. 

La opción de las rocas madres de generar hidrocarburos.



Mecanismos de migración delos fluidos



La presencia de un obstáculo que impida la migración de los fluidos.



Facultad de dicho obstáculos de facilitar la acumulación de los hidrocarburos.

A éste obstáculo o barrera se lo denomina TRAMPA, la cua. no solamente evita que los fluidos (gas, petróleo, agua) continúen migrando, sino que también posee dos propiedades fundamentales que permite acumularlos en su interior, estas son: espacios vacíos microscópicos llamados "POROS" y una "interconexión- entre ellos que denominamos "PERMEABILIDAD". Obviamente hay además, una serie de factores físico y químicos tanto de las propiedades de las rocas reservorios como de los fluidos- que se conjunciones para que se produzca este fenómeno en el subsuelo, en el interior de la corteza. Así nacen los yacimientos o reservorios de hidrocarburos. Clasificación de las Trampas Es muy grande la variedad de clasificaciones y de geólogos que se han dedicado al análisis y clasificación de las trampas de hidrocarburos. Cada uno de ellos con su personal percepción y desde puntos de vista diferentes, en su clasificación el origen

genético, estructura, litoestratigrafía,

interrelaciones,

asociaciones u otros componentes. No obstante, en tiempos más modernos, se ha visto conveniente adoptar una clasificación más coherente a su aplicación práctica y mucho más simplificada, la cual se resume a continuación. A. Trampas Estructurales Aquellas donde intervienen principalmente factores tectónicos, pliegues fallas y sus combinaciones. Entre las trampas más comunes dentro de ésta categoría se tiene:



Fallas: Ocurren cuando una superficie rocosa se fractura y se da un desplazamiento de las partes una con relación a la otra, consecuentemente la trampa se puede crear al colocar las rocas reservorios en contacto con un terreno impermeable.

 Anticlinales: Pliegue de la corteza terrestre, caracterizado por una deformación de las capas que les da pendientes contrarias divergentes a partir de la cumbre y como consecuencia una forma cóncava hacia la base estableciendo un lugar ideal para la acumulación de hidrocarburos.

Este tipo de trampas son las que ampliamente dominan los campos hidrocarburíferos, tanto por su número como por los volúmenes de reservas que puedan almacenar.

B.

Trampas Estratigráficas

En esta categoría, la tectónica juega un papel secundario, sin embargo, este tipo de trampas son debidas principalmente a fenómenos de tipo litológico (pérdida de permeabilidad), sedimentario (acuñamientos, lentejones, arrecifes) y paleogeográficos (acuñamientos, de erosión, paleocadenas). C. Trampas Mixtas o Combinadas En éste tipo de trampas, intervienen en partes casi iguales las deformaciones estructurales y las variaciones estratigráficas o litológicas.

Diferencias Básicas entre trampa, yacimiento y campo - Trampa Elemento geológico indispensable para la acumulación de los hidrocarburos. Por diferentes razones una trampa estructuralmente efectiva puede no contener hidrocarburos, en dicho caso no existe razón alguna para denominarla trampa. -

Yacimiento

Unidad física y rocosa de acumulación de hidrocarburos, representada por un volumen continúo de rocas impregnadas. El sinónimo de yacimiento es el término RESERVORIO La acumulación en un único yacimiento puede ser controlada por una sola trampa o por varias trampas Combinadas. . Campo Está constituido por la reunión de varios yacimientos o reservorios en una misma zona restringida. Puede estar formado por un mismo tipo de trampa o por la yuxtaposición vertical u horizontal de varias trampas, que forman otros tantos reservorios. ESTADOS DE EVOLUCIÓN Y MADURACIÓN.El kerogeno luego de su depósito, experimentara una serie de transformaciones o proceso físicos – químicos, debidos principalmente al soterramiento, a la profundidad al tiempo geológico y a la temperatura. Estos son factores que generan los cambios y quedan como resultado la generación de petróleo y de gas natural. Tanto la materia que da lugar al carbón como la que formara el petróleo, tienden a alcanzar su ordenamiento químico y dar productos más estables, por efecto térmico, eliminando las estructuras desordenadas y rompiendo las uniones más débiles, durante la diagénesis y la cotagenesis. El proceso de soterramiento de la materia orgánica conlleva automáticamente un proceso de transformación molecular del kerogeno en función de la presencia de temperaturas moderadamente elevadas e importantemente influenciadas por la duración ¿el fenómeno, medido en tiempo geológico.

Hay algunos caminos por los cuales la transformación de la Materia Orgánica "a bajas temperaturas" permite la producción de hidrocarburos. Por ejemplo, los microorganismos producen metano por "fermentación " a baja temperatura gas biogénico en suelos "tipo permafrost" y poco profundos como en las turberas. Las partículas producidas por desintegración radioactiva bombardean los ácidos grasos escindiendo grupos carboxilos para dar lugar a residuos hidrocarbonatos. (también producirían helio e hidrogeno presentes, aunque no abundantemente, en el gas natural). Esta Materia Orgánica (M.O), es el kerogeno que constituye la fuente principal de los hidrocarburos entrampados en el subsuelo y son los que están sujetos a sucesivas transformaciones descritas por TISSOT y WELTE. Estos científicos en 1978, estudiaron este fenómeno y lo esquematizaron en "tres estas dos" evolutivos fundamentales que son: Diagenesis, Catagenesis y Metagenesis. DIAGENESIS. Es el proceso de consolidación de una roca luego de su sedimentación. Las causas que determinan este fenómeno puede ser la presión litostatica generada por exceso de la columna sedimentaria, que producirá la perdida de importantes volúmenes de agua (deshidratación) y por recristilización o por cementación llevada a cabo por primero es físico y consiste en la comprensión las partículas sedimentaria sueltas a medidas que se van acumulando una capa tras otra. Con la profundidad aumenta la presión para que los sedimentos o detritos se empaqueten con mayor densidad y el agua que había entre ellas sea expulsada. El resultado es una “roca compacta”. Sin embargo, esto está acompañado por la cementación, que es una

química

consistente en la precipitación de nuevos minerales (sílice, óxidos de hierro, dolomita, etc.) en los poros; estos minerales desplazan al agua y unen más consistentemente a los sedimentos. Otros fenómenos diageneticos son la sustitución y recristalizacion. Durante esta etapa, las transformaciones son el resultado de la acción bacteriano térmica. La influencia de las bacterias está limitada a las primeras centenas de metros de profundidad y decrece en función de la temperatura y presión.

Las transformaciones físico-químicas se producen a temperaturas inferiores -entre 50 y 60 °C por la acción catalítica de minerales arcillosos principalmente la montmorillonita, que permite la ruptura de cadenas débiles, resultando la formación de CO2 y de CH4 BIOGENICO. El límite de la diagénesis y el estado inferior de la catagenesis, es aceptado en 0,5 de Reflectancia de la vitrinita (Ro). En síntesis, este nivel del cambio es básicamente químico y consiste en la perdida de oxigeno y la formación de compuestos de alto peso molecular. Además se generan importantes volúmenes de gas "metano " especialmente si se encuentran en los sedimentos, materia orgánica de tipo Iy II. CATAGENESIS. - Es el estado principal de formación de los hidrocarburos, especialmente petróleo y volúmenes variables de gas natural. Esto ocurre a partir de temperaturas del orden de 60 y 70 °C, variable según el tipo de kerogeno, que es el que comienza su maduración. En esta etapa se puede diferenciar 2 fases, la primera corresponde a la etapa principal de generación de hidrocarburos líquidos llamada VENTANA DEL PETROLEO y la segunda caracterizada por la formación de GAS HUMEDO. La ventana del petróleo se produce entre los 70 y 130º C, siendo los 100ºC la temperatura de MAXIMA generación de líquidos. Obviamente la temperatura guardara una relación directa con la profundidad de soterramiento, considerando un gradiente geotérmico medio. Así mismo estos límites también estarán sujeto al tipo de kerogeno presente, necesitando los del tipo I y II temperaturas inferiores. De las cadenas, la disminución del peso molecular, un incrementos de normal – alcanos y ciclo – aromáticos respecto a los iso – alcanos y ciclo – alcanos respectivamente y la desaparición del predominio de las cadenas de normal – alcanos con carbones impares. Por encima de los 110º C hasta aproximadamente los 150º C, se producen rupturas de las uniones C – C del keroseno restante y de los hidrocarburos ya formados. Estos se hacen más livianos y luego son representados solo por gas húmedo y finalmente por gas

seo metano. El límite entre las cata génesis y el límite inferior de la Metegenesis es de 2% de reflectancia de la vitrinita. METAGENESIS.- Este es el estado de "sobre maduración " de la materia orgánica que se produce a partir de temperaturas superiores a los 150 °C y que corresponde a grandes profundidades de soterramiento. Solamente podrá producir GAS SECO y algún residuo estable de hidrocarburos aromáticos. Este METANO Termoquímico, puede haber sido formado por el cracking del petróleo de la roca madre como también del petróleo ya entrampado.

Con temperaturas superiores a 200 °C y con valores de vitrinita superiores a 4, el metamorfismo está presente y se habrían destruido sus núcleos habiéndose formando mucho H2S y Ni. Finalmente es posible que por la profundidad de soterramiento, la disminución de la POROSIDAD (Tissot & Welte 1984) se acentúe y se encuentre un límite para la producción comercial del metano antes de encontrar el límite de su destrucción.

La formación del gas natural tiene 2 fuentes principales y generan un producto que es básicamente metano. En primera instancia este es un "gas biogenètico " que se forma a bajas temperaturas y a poca profundidad, también bajo condiciones anaeróbicas, no oxidantes, que responde a un sedimentación rápida, con poca carga suprayacente y asociadas a menudo con depósitos de origen marino y deltaico. El "gas termogenético " se forma bajo condiciones de presión litostatica y temperaturas de soterramiento que corresponden al proceso de "catagenesis ". Durante el proceso se forma primero gases húmedos y condensados y luego bajo condiciones más severas de temperatura y profundidad, el gas producido será menos húmedo, hasta la etapa "metagenetica " donde solo se generara gas seco (metano).