UNIVERSIDAD PRIVADA DOMINGO SAVIO

Tarea 01 “Introducción a Yacimientos de BP”

Estudiante: Karen Baldiviezo Blanco

Docente: ING. Iván Gonzalo Balcázar Vaca

Materia: Yacimientos de Gas de Baja Permeabilidad

Carrera: Ingeniería en Gestión Petrolera

 Tarija-Bolivia

Índice

1. HISTORIA Y ANTECEDENTES DE
RESERVORIOS NO CONVENCIONALES………………..
…………………………………..1
2. PRUEBAS PVT REALIZADOS EN
YACIMIENTOS DE BAJA PERMEABILIDAD………………………..…………….
………….2
3. TIPOS DE FLUIDOS QUE SE PUEDEN INYECTAR
EN UN YACIMIENTO PARA RECUPERAR LA PERMEABILIDAD………………..
……….4
4. TIPOS DE ROCAS DE ACUERDO A SU
GRANULOMETRÍA QUE TIENEN BAJA PERMEABILIDAD. ………………………………
5
5. QUE APLICACIONES TIENE DARCY EN
YACIMIENTOS DE BAJA PERMEABILIDAD………………………...
……………………….6
1. HISTORIA Y ANTECEDENTES DE RESERVORIOS NO CONVENCIONALES.
los hidrocarburos no convencionales, cuyo desarrollo se trata extensamente en este
libro, la producción de Shale gas se remonta al año 1821 en Estados Unidos, como se
comentará con más detalle en posteriores capítulos del documento. Sin embargo, ha
sido en las últimas décadas con el desarrollo de técnicas de perforación horizontal junto
con el uso de la fracturación hidráulica en Estados Unidos, cuando la explotación
masiva de estos hidrocarburos ha tenido lugar, caso por ejemplo de los yacimientos de
Eagle Ford en Texas, Bakken en Dakota del Norte, Niobrara en Nuevo México, etc. Por
su parte, la producción de light Tight oil se inició al comienzo de la década de 1950 en
Dakota del Norte, extendiéndose a otros Estados, así como a otros países como
Argentina, Rusia o China, todo ello sin olvidar la explotación de las arenas bituminosas
de Canadá o los crudos extrapesados de la cuenca del Orinoco en
Venezuela.

Argentina
Argentina es el primer país de la región que inició con actividades de explotación de gas
natural no convencional. Desde hace unos cinco mencionar el proyecto Chicontepec,
ubicado en el Estado de Veracruz, considerado como tal debido a las condiciones
petrofísicas de baja permeabilidad y baja presión del yacimiento. Actualmente está
considerado como la reserva más grande de petróleo en México con un potencial
estimado de recurso in-situ de 139 mil millones de barriles y una reserva probable
de 6.5 mil millones de barriles. Su producción alcanzó en el año 2011 los 65 mil barriles
diarios
Uruguay
La Cuenca Norte de Uruguay ha despertado gran interés en el tema de los
hidrocarburos no convencionales, debido a sus potenciales técnicamente recuperables
de shale gas y oil shale, estimados en 13.36 Tpc y 508 millones de barriles equivalentes
respectivamente.
 También se estima un potencial de 499 millones de barriles equivalentes de petróleo de
líquidos de gas natural.

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2. PRUEBAS PVT REALIZADOS EN YACIMIENTOS DE BAJA PERMEABILIDAD.
Es el conjunto de pruebas que se utilizan para determinar propiedades físicas de los
fluidos. Estas pruebas se denominan análisis Presión-Volumen-Temperatura, P.V.T.,
como comúnmente se llama. Consiste en determinar las relaciones entre presión,
volumen y temperatura para una mezcla de hidrocarburos.
Para el análisis del comportamiento de yacimientos, como este trabajo lo requiere,
cálculo de reservas y diseño de equipos, se requiere el conocimiento de las
propiedades físicas de los fluidos. Estas propiedades normalmente se determinan en el
laboratorio mediante el análisis de muestras tomadas en fondo o mediante muestras
tomadas en superficie. Sin embargo, existen métodos para determinar estas
propiedades cuando no se dispone de información experimental, debido a que no se
pueden obtener muestras representativas de los fluidos o por que sencillamente resulta
muy costoso realizar el análisis PVT. En estos casos, lo que se hace para determinar
las propiedades físicas de los fluidos es ser determinados por analogía o mediante el
uso de correlaciones empíricas.
Estas correlaciones PVT están desarrolladas a partir de datos de laboratorio o de
campo y formuladas de manera que puedan ser utilizadas con datos obtenidos sin
mucha pérdida de tiempo como lo son la Presión y la Temperatura del Yacimiento, entre
otros, inversión o esfuerzo. Todas las propiedades de los diferentes fluidos que se
pueden obtener son:

 Propiedades del petróleo:

Gravedad específica
Presión de burbuja, Pb
Razón gas disuelto-petróleo, Rs
 Factor volumétrico, Bo.
Compresibilidad, Co
Viscosidad, µo
Densidad, 𝜌𝑜

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 Propiedades del gas:

Gravedad específica del gas

Factor de compresibilidad, z.
Factor volumétrico, Bg
Compresibilidad, Cg.
Viscosidad, µg.
Densidad, 𝜌𝑔

 Propiedades del agua:

Razón gas disuelto-agua, Rsw

Factor volumétrico, Bw.
Compresibilidad, Cw.
Viscosidad, µw
Densidad, 𝜌𝑤

Aunque se puedan obtener todas estas propiedades anteriormente mencionadas, este trabajo
se enfocará en aquellas propiedades clave para la interpretación de Pruebas de Restauración
de Presión. Para determinar estas propiedades se usan principalmente las siguientes
correlaciones:

Correlación de Standing
Correlación de Vazquez y Beggs.
Correlación de Lasater
Correlación de Glasso
Correlación de Beggs y Brill.
Correlación Petrosky y Farshad
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3. TIPOS DE FLUIDOS QUE SE PUEDEN INYECTAR EN UN YACIMIENTO PARA

RECUPERAR LA PERMEABILIDAD.
Inyección de Polímeros.
El principio básico que sigue este método es el agua puede hacerse más viscosa a
partir de la adición de un polímero soluble en agua, lo cual conduce a una mejoría en la
relación de movilidad agua/petróleo y de esta manera se puede mejorar la eficiencia de
barrido y por tanto un mayor porcentaje de recuperación.
Entre los polímeros usados para este método se encuentran los polisacáridos (o
biopolímeros) y las poliacrilamidas (PAA) y sus derivados
A bajas salinidades, las PAA presentan una mayor relación de movilidad por medio del
incremento de la viscosidad del agua y de la disminución de la permeabilidad al agua de
la formación. Los biopolímeros son menos sensibles a los efectos de salinidad, sin
embargo son más costosos en virtud de los procesos de pretratamiento que requieren
En definitiva, se deben escoger polímeros que a bajas concentraciones y a condiciones
de yacimiento mantengan una alta viscosidad, no sean susceptibles de degradación y
sean estables térmicamente. Se debe tomar en cuenta que la movilidad disminuye con
el aumento de la salinidad del agua, producto de la alta concentración de iones
divalentes como Ca+2 y Mg+2. En lo que se refiere a la degradación, su principal efecto
es una reducción de la viscosidad que trae como consecuencia directa una alteración
de la movilidad y con esto la eficiencia de barrido del yacimiento (PDVSA-CIED, 1998).

Inyección de Surfactantes.
El objetivo principal de este método es disminuir la tensión interfacial entre el crudo y el
agua para desplazar volúmenes discontinuos de crudo atrapado, generalmente después
de procesos de recuperación por inyección de agua.
Este método consiste en un proceso de inyección de múltiples Bach, incluyendo la
inyección de agentes químicos con actividad superficial (tensoactivos o surfactantes) en
el agua. Dichos aditivos químicos reducen las fuerzas capilares que atrapan el crudo en
los poros de la roca de formación. El tapón de surfactante desplaza la mayoría del crudo
 del volumen contactado del yacimiento, formando un banco fluyente de agua/petróleo
que se propaga delante del Bach o tapón de surfactante (PDVSA-CIED)

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Inyección de soluciones alcalinas.

Este método consiste en la inyección de soluciones cáusticas o alcalinas en la
formación. Estos reactivos químicos reaccionan con los ácidos orgánicos presentes
naturalmente en los crudos con lo cual se logra generar o activar surfactantes naturales
que traen como consecuencia directa mejoras en la movilidad del crudo a través del
yacimiento y hacia los pozos productores, bien sea por reducción de la tensión
interfacial, por un mecanismo de emulsificación espontánea o por cambios en la
mojabilidad.

4. TIPOS DE ROCAS DE ACUERDO A SU GRANULOMETRÍA QUE TIENEN BAJA

PERMEABILIDAD.

Yacimientos en Rocas Terrígenas

Las rocas terrígenas son aquellas que están formadas por fragmentos de minerales o
rocas preexistentes. Son resultado de procesos dinámicos, aunque también pueden
estar influenciadas, en menor medida, por otros procesos químicos o bioquímicos.

 Areniscas- Las areniscas son rocas sedimentarias cuyos granos poseen un diámetro
de 2mm a 0.0625mm. Se trata de arenas cementadas en una matriz que, aunque puede
ser de naturaleza muy variada, es generalmente silícea. Este tipo de roca tiene un
tamaño de grano muy variable y se divide en:
Areniscas de grano muy grueso: 2-1mm.
Arenisca de grano grueso: 1-0.5mm
Arenisca de grano medio: 0.5-0.25mm
Arenisca de grano fino: 0.25-0.125mm
Arenisca de grano muy fino: 0.125-0.0625mm

 Lutitas. Es una roca sedimentaria compuesta por partículas del tamaño de la arcilla y
del limo, contiene partículas mayores de 50 micrómetros en un porcentaje inferior al
 25%. Cemento matriz (partículas de 0.0625 a 0.0039mm) de naturaleza diversa, que
puede contener hasta un 50% de carbonato cálcico. El carácter aglomerante del
carbonato cálcico le da cierta estabilidad frente al agua. Estas rocas detríticas de grano
fino constituyen más de la mitad de todas las rocas sedimentarias
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Yacimientos en Rocas Carbonatadas

Rocas Carbonatadas Las rocas carbonatadas son rocas sedimentarias formadas por al
menos 50% de carbonatos. Estos carbonatos pueden ser de calcio CaCO, (calcita) o de
calcio y magnesio CaMg(CO.) (dolomita). Las rocas carbonatadas pueden agruparse de
acuerdo a su composición y su porosidad. De acuerdo a su composición se distinguen
así dos grupos principales de rocas carbonatadas, las calizas y las dolomitas, aunque
también existen sus intermediarios: caliza dolomítica y dolomía calcárea.
 Calizas dolomíticas Formadas por la combinación de carbonato de calcio y en menor
proporción de magnesio.
 Calizas cristalinas Su porosidad primaria es muy baja, presentan porosidad
intercristalina, pueden tener espacios porosos muy importantes debidos a la disolución.
 Calizas oolíticas Cuya porosidad se debe a la disolución de los oolitos, que son granos
esféricos de carbonatos de calcio de origen inorgánico que dan lugar a intersticios no
cementados o parcialmente cementados.
 Calizas fracturadas o con cavernas Es un volumen de roca compuesto por un sistema
múltiporoso. La porosidad se debe a que se encuentran micro fracturas, meso fracturas,
macro fracturas, canales de disolución, microvúgulos, macrovúgulos, cavernas,
presencia de varios tamaños en las gargantas de poro y redes de fracturas. Dan lugar a
Yacimientos Carbonatados Naturalmente Fracturados.

5. QUE APLICACIONES TIENE DARCY EN YACIMIENTOS DE BAJA PERMEABILIDAD

(EJEMPLOS).

Actualmente la definición de Tight gas y oil esta en función de factores físicos y

económicos proporcionados por la ley de Darcy.
 Gasto (Q) esta en función de presión promedio P, Presión de fondo de pozo(pwf),
propiedades del fluido, temperatura(t), permeabilidad, grosor neto, radio de drenaje(re),
radio del agujero del pozo(rw), factor de daño(S) y la constante de Darcy (D).

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Bibliografía

OLADE, 2012. Panorama General de los Hidrocarburos No Convencionales

https://www.slideshare.net/NayeliVelazquezOrtiz/tesis-caracterizacion-integrada-de-
yacimientos.

Explotación de un yacimiento. Ingeniería Universidad de Aquino Bolivia

https://es.scribd.com/presentation/316740339/Expo-Yacimientos-de-Baja-Permeabilidad