Métodos para la estimación de la temperatura estática de la formación en yacimientos de petróleo y geotérmicos

Las empresas explotadoras de yacimientos de petróleo y geotérmicos diseñan y construyen sus instalaciones optimizándolas según dos características especialmente representativas: su temperatura y su presión. Por ello, tener información precisa sobre ambos aspectos lo antes posible puede permitir ahorros importantes en las inversiones en infraestructuras y también acortar los plazos de comienzo de explotación; ambos, aspectos esenciales en la rentabilidad del yacimiento. La temperatura estática de una formación es la temperatura existente antes del inicio de las tareas de perforación del yacimiento. Las operaciones de perforación tienen como objetivo perforar, evaluar y terminar un pozo para que produzca de una forma rentable. Durante estas tareas se perturba térmicamente la formación debido a la duración de la perforación, la circulación de fluidos de refrigeración, la diferencia de temperaturas entre la formación y el fluido que perfora, el radio, la difusividad térmica de las formaciones y la tecnología de perforación [7]. La principal herramienta para determinar la temperatura estática de formación son las medidas de temperaturas en los pozos. Estas medidas de temperatura se realizan una vez cesados los trabajos de perforación y circulación de fluidos. El conjunto de medidas de temperatura obtenidas es una serie de valores ascendentes, pero no llega a alcanzar el valor de la temperatura estática de la formación. Para estimar esta temperatura se plantean las ecuaciones diferenciales que describen los fenómenos de transmisión de calor en el yacimiento [14]. Estos métodos se emplean tanto en yacimientos geotérmicos como en yacimientos de petróleo indistintamente [16]. Cada uno de ellos modela el problema de transmisión de calor asociado de una forma distinta, con hipótesis simplificadoras distintas. Se ha comprobado que la aplicación de los distintos métodos a un yacimiento en concreto presenta discrepancias en cuanto a los resultados obtenidos [2,16]. En muchos de los yacimientos no se dispone de información sobre los datos necesarios para aplicar el método de estimación. Esto obliga a adoptar una serie de hipótesis que comprometen la precisión final del método utilizado. Además, puede ocurrir que el método elegido no sea el que mejor reproduce el comportamiento del yacimiento. En el presente trabajo se han analizado los distintos métodos de cálculo. De la gran variedad de métodos existentes [9] se han seleccionado los cuatro más representativos [2,7]: Horner (HM), flujo radial y esférico (SRM), de las dos medidas (TLM) y de fuente de calor cilíndrica (CSM). Estos métodos se han aplicado a una serie de yacimientos de los cuales se conoce la temperatura estática de la formación. De cada yacimiento se disponía de datos tanto de medidas como de las propiedades termo-físicas. Estos datos, en ocasiones, eran insuficientes para la aplicación de todos los métodos, lo cual obligo a adoptar hipótesis sobre los mismos. Esto ha permitido evaluar la precisión de cada método en cada caso. A partir de los resultados obtenidos se han formulado una colección de criterios que permiten seleccionar qué método se adapta mejor para el caso de un yacimiento concreto, de tal manera que el resultado final sea lo más preciso posible. Estos criterios se han fijado en función de las propiedades termo-físicas del yacimiento, que determinan el tipo de yacimiento, y del grado de conocimiento que se dispone del yacimiento objeto de estudio.

¿Qué Método Utilizar Para Estimar la Temperatura estática de una formación de Petróleo?

Conocer la temperatura estática de una formación de petróleo es importante a la hora de evaluar y terminar un pozo. Existe una gran variedad de métodos para la determinación de esta temperatura. Cada método utiliza hipótesis y simplificaciones distintas que llevan a estimaciones diferentes, en algunos casos bastante alejadas del valor real. Esto hace difícil saber qué método utilizar. En este trabajo, se aplican los métodos de cálculo más comunes - Horner (HM), flujo radial y esférico (SRM), de las dos medidas (TLM) y de fuente de calor cilíndrica (CSM)- a cuatro pozos distintos. Se describe cómo aplicarlos en casos reales. Se presta especial atención a establecer los datos necesarios en cada caso: propiedades termo-físicas y número de medidas, y se proporcionan criterios para estimarlos en caso de no conocer su valor real. Como conclusiones a este trabajo se presentan una serie de pautas que permiten seleccionar el método de cálculo más conveniente en función de la información de que se disponga

Investigación de métodos de recuperación secundaria en yacimientos kársticos complejos en presencia de acuífero activo infinito

El yacimiento Casablanca es un campo petrolífero maduro en etapa de agotamiento considerado como el más grande del mar Mediterráneo. Lleva en explotación desde 1977 y tiene una producción acumulada de 22.6 MMm3 de petróleo. La formación productiva consiste en carbonatos karstificados del Grupo Basal Terciario y del Mesozoico. El mecanismo de drenaje identificado es por empuje de agua de un gran acuífero activo considerado como infinito ya que ha mantenido la presión al 95% de la original después de casi 40 años de producción. En el año 1999, los pozos asociados al campo Casablanca producían unos 500 m3/d de agua que era tratada y vertida al mar. Para cumplir con las leyes medio ambientales de la época, se convirtió el pozo Casablanca-9 en pozo sumidero con el objetivo de devolver a la formación toda el agua producida de una manera segura, limpia y totalmente respetuosa con el medio ambiente. Años después se observó que ésta inyección no era inocua, sino que tenía un impacto en la producción de petróleo. En la presente tesis se ha definido una metodología que, mediante la experimentación en campo con trazadores, pruebe la existencia de comunicación entre pozos productores y pozos sumidero, rompiendo así el paradigma instaurado en el campo que reza que no es posible la recuperación mejorada mediante inyección de agua en Casablanca debido al gran acuífero existente. Los resultados obtenidos serán el punto de partida para la construcción de un modelo de simulación que permita verificar que es posible la aplicación de técnicas IOR/EOR, y más concretamente la recuperación mejorada mediante inyección de agua en presencia de un acuífero activo infinito. ABSTRACT Casablanca is a brown field in the decline stage and is considered as the largest field in the Mediterranean Sea. It has been on production since 1977 and the cumulative production is 22.6 MMm3 of oil. The productive reservoir formation consists on complex karstified carbonates from Basal Tertiary Group and Mesozoic. The drive mechanism identified is water drive by a large aquifer considered as infinite acting due to the pressure maintenance at 95% of the original after near 40 years of production. In 1999, the wells associated to Casablanca field produced about 500 m3/d of water that was treated and disposed to the sea. In order to comply with the environmental laws at that time, Casablanca-9 was converted from producer to water disposal well with the objective to dispose all the water back to the formation in a safe, clean and environmental fully respectful way. Years later, it was observed that injection was not innocuous, but had an impact on oil production. The methodology defined in this thesis will demonstrate the existence of communication between producers and disposal wells through field experiments with tracers, breaking the paradigm established in the field that says it is not possible to apply waterflooding techniques in Casablanca due to the existence of a strong infinite acting aquifer. The results obtained will be the starting point in order to build a simulation model able to demonstrate that the application of IOR / EOR techniques are suitable, more specifically water flooding techniques in presence of an infinite active aquifer.