Re - evaluación de reservorio Huamampampa y … Formación Kirusillas – Tarabuco Santa Rosa....
20
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013 1 INDICE DE CONTENIDO Agradecimientos Índice de contenido Índice de figuras CAPÍTULO 1 GENERALIDADES……………………………………………………………….3 1.1. Introducción 1.2. Antecedentes 1.3. Planteamiento del problema 1.3.1. Identificación del problema 1.3.2. Formulación del problema 1.4. Objetivos 1.4.1. Objetivo general 1.4.2. Objetivos Específicos 1.5. Metodología 1.6. Justificación 1.6.1. Justificación Técnica 1.6.2. Justificación Económica CAPITULO 2……………………………………………………………………….5 2. Geología 2.1. Marco geológico regional 2.2. Marco geológico local 2.3. Marco estructural Regional 2.4. Marco estructural local CAPÍTULO 3………………………………………………………………………...10 3. Definiciones Básicas 3.1. Hidrocarburos Livianos o Pesados 3.2. Gas no asociado 3.3. Gas seco 3.4. Gas Húmedo CAPITULO 4…………………………………………………………………………11 4. Detección de gas 4.1. Detector de ionización de llama 4.2. Gas total de Hidrocarburo
-
Upload
duongduong -
Category
Documents
-
view
224 -
download
1
Transcript of Re - evaluación de reservorio Huamampampa y … Formación Kirusillas – Tarabuco Santa Rosa....
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013
1
INDICE DE CONTENIDO
Agradecimientos
Índice de contenido
Índice de figuras
CAPÍTULO 1
GENERALIDADES……………………………………………………………….3
1.1. Introducción
1.2. Antecedentes
1.3. Planteamiento del problema
1.3.1. Identificación del problema
1.3.2. Formulación del problema
1.4. Objetivos
1.4.1. Objetivo general
1.4.2. Objetivos Específicos
1.5. Metodología
1.6. Justificación
1.6.1. Justificación Técnica
1.6.2. Justificación Económica
CAPITULO 2……………………………………………………………………….5
2. Geología
2.1. Marco geológico regional
2.2. Marco geológico local
2.3. Marco estructural Regional
2.4. Marco estructural local
CAPÍTULO 3………………………………………………………………………...10
3. Definiciones Básicas
3.1. Hidrocarburos Livianos o Pesados
3.2. Gas no asociado
3.3. Gas seco
3.4. Gas Húmedo
CAPITULO 4…………………………………………………………………………11
4. Detección de gas
4.1. Detector de ionización de llama
4.2. Gas total de Hidrocarburo
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013
2
4.3. Cromatografía
4.3.1. Componentes detectados
4.4. Gas equivalente a Metano
4.5. Equipamiento para la detección de gas
CAPÍTULO 5………………………………………………………………………….14
5. Origen de los gases de Hidrocarburo, Factores en su detección
5.1. Origen de los gases de Hidrocarburo
5.2. Factores en su detección
CAPÍTULO 6………………………………………………………………………….15
6. Relaciones cromatográficas
6.1. Teoría de la relaciones Cromatográficas
6.2. Evaluación cromatográfíca
6.3. Evaluación del método de evaluación
CAPITULO 7…………………………………………………………………………17
7. Re - evaluación de datos
7.1. Litología Obtenida
7.2. Resultados
CAPÍTULO 8………………………………………………………………………….19
8. Conclusiones y recomendaciones.
8.1. Conclusiones
8.2. Recomendaciones
Bibliografía
ÍNDICE DE FIGURAS
Mapa geológico (Osinaga 2003) del subandino sur…………………………...6
Corte estructural AA” Esquema del tectonismo del área de San Alberto.
Obtenido de Osinaga 2003………………………………………………8
Corte estructural Sísmico del anticlinal de San Alberto (Rocha et al ., 2000,
en Osinaga 2003)……………………………………………………………………10
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013
3
CAPÍTULO 1
GENERALIDADES
1.1. INTRODUCCIÓN
Utilizando datos obtenidos de trabajos anteriores, en este trabajo se toma en
cuenta el importante parámetro de detección de gas, el cual llega a determinar
existencia cualitativa de hidrocarburos de formación en el subsuelo del campo
San Alberto, en Huamampamapa H1.
Se tiene en cuenta la tecnología aplicada en la detección inmediata del gas
que sale del pozo durante la perforación mediante cromatografías.
Esta detección de gas es parte del control geológico de pozo llamado “mud
logging”. Esta comprende a su vez la descripción geológica de formaciones
atravesadas, observación de hidrocarburos, correlación estratigráfica y
establecimiento del marco geológico general del pozo.
1.2. ANTECEDENTES
La prospección en la parte sur de las Sierras Subandinas, fué iniciada por
Geólogos de la Standard Oil, entre los cuales se encuentra S.H. Cathcart que,
en el año 1927, delimita varias estructuras con posibilidades petrolíferas, dentro
de las que se destaca la estructura San Alberto. YPFB reinicia, el año 1956, los
trabajos exploratorios y es el Geólogo Arigos, en su informe “Geología de la
Serranía de San Antonio sector Norte y Sur”, quien analizo con mayor detalle la
zona y enfatizo su importancia petrolífera. Continuando con las investigaciones,
en 1963 el Ing. Jaime Oblitas efectuó un estudio geológico de detalle,
abarcando la zona de Achiralito y San Alberto, definiendo las estructuras.
1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.3.1. IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA
Este trabajo tiene como problema principal la re evaluación de Huamampampa
H1, en el cual queremos saber éste tiene o no alguna cualidad de tipo de
hidrocarburo.
1.3.2. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
¿Existirá la posibilidad de algún tipo de potencial hidrocarburífero en
Huamampampa H1 del pozo SAL X11?
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013
4
1.4. OBJETIVOS
1.4.1. OBJETIVO GENERAL
Re evaluar los alcances generales de la detección de gas que se
aplicaron en la actividad petrolera del nivel 1 en el reservorio
Huamampampa ( pozo SAL – X11).
1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Comparar cromatografías reales del nivel 1 del pozo SAL – X11 para
obtener las posibilidades cualitativas del nivel 1 del reservorio de
Huamampampa.
Re confirmar la producción de hidrocarburos a partir de la evaluación
cromatográfica.
1.5. METODOLOGÍA
o Recopilar toda información posible sobre pozo SAL – X11 del reservorio
Huamampampa.
o Se elige un nivel en especial de los cuatro niveles del reservorio
Huamampampa.
o Se establece el marco geológico del campo San Alberto.
o Se procede a investigar trabajos acerca de la detección de gas y el
“mud logging” respecto al control de gas (cromatografías y método
Witaker).
o Se evalúa el reservorio Huamampampa del nivel 1, mediante
cromatogramas de perforación.
1.6. JUSTIFICACIÓN
1.6.1. JUSTIFICACIÓN TÉCNICA
A partir de 1939 las compaías americanas ponen en servicio comercial el
registro de lodo, el cual consistía en un registro de detección y evaluación
continua de las rocas peroradas.
En Bolivia el uso de esta tecnología llega en el año 1962 con los detectores
portátiles en Y.P.F.B. A partir de esto el proceso de control geológico
evoluciona tecnológicamente adoptando una serie de herramientas y principios
físicos químicos que dan resultados exactos y precisos.
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013
5
Las bases de este control son: la detección, medición y evolución de
hidrocarburos ya sean fluidos o gases, los cuales llegan a la superficie en
solución en el fluido de perforación (lodo) y análisis de recortes, que retornan
del pozo y están directamente relacionados con una profundidad específica y
litológica característica, cambios en la presión de formación, dirección del pozo
y estabilidad del mismo.
El proceso de control de pozos requiere la participación de personal
responsable y experimentado, para evitar problemas de aprisionamiento,
descontrol, gasificación y otros.
Estos principios básicos permiten a un geólogo petrolero evaluar rápidamente
la cantidad de la información disponible del pozo que esta siendo perforado, asi
como los análisis de hidrocarburos presentes en el lodo y otras técnicas como
la evaluación de datos de perforación y análisis de recortes que ayudan de
gran manera a la evaluación de un pozo
Existen varios equipos diseñados para la detección de gas, desde los que
funcionan con el método eléctrico cataítico con la cámara de reflujo de la
compañía Baroid (sin uso actualmente), el método de cuarzo piezoeléctrico
sensible s los hidrocarburos, desarrollado por la compañía Data Log que
funciona con gas helio.
Todos estos presentan sus desventajas y ventajas, pero en este caso se llega
a utilizar el método de detección de llama de hidrógeno, que es el más
confiable actualmente y de amplio uso en la industria petrolera.
1.6.2. JUSTUFICACIÓN ECONÓMICA
Se realiza este tipo de evaluaciones para poder tener un máximo de “sectores”
así como niveles con potencial de hidrocarburos y discriminar los que no lo son.
Este tipo de evaluaciones de pozos ayudarían a tener reservas de
hidrocarburos para explotaciones futuras.
CAPÍTULO 2
GEOLOGÍA
2.1. MARCO REGIONAL
El Campo San Alberto se encuentra en el subandino sur de Bolivia, el cual
corresponde a una faja plegada y corrida de tipo epidérmico, que comenzó a
estructurarse durante la última gran crisis tectónica ocurrida a finales del
Neógeno. La sucesión de eventos de subsidencia y levantamientos tectónicos y
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013
6
la formación de trampas estructurales que se produjeron durante este evento
tecto- sedimentario, permitió que las rocas madres entren en la ventana de
generación de hidrocarburos y puedan acumularse en trampas estructurales.
(Ver Fig. 1)
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013
7
FIGURA 1. Mapa geológico subandino sur (campo San Alberto). Extraído
de Osinaga 2003.
2.2. MARCO GEOLÓGICO LOCAL
En el anticlinal de San Alberto, se pudo dividir la pila sedimentaria en una
secuencia pre-orogénica y sinorogenica, refiriéndonos al evento tectónico
responsable de la formación del anticlinal de San Alberto.
La secuencia pre orogénica contiene sedimentos que registran un serie de
eventos tecto-sedimentarios que sucedieron durante entre el Silúrico al
Jurásico.
La secuencia sinorogénica involucra los sedimentos que presentan edades
entre el Oligoceno superior a reciente.
En San Alberto los sedimentos más antiguos encontrados son la formación
kirusillas, Tarabuco, Santa Rosa, Icla, Huamampampa y los Monos – Iquiri.
Estas unidades corresponden a edades siluro-devónicas, la sedimentación
ocurre en una cuenca de antepaís, en ambientes de plataforma silicoclástica
somera dominada por tormentas, efecto de las olas y acción de los ríos. Las
formaciones Kirusillas, Icla y Los Monos corresponden a plataforma externa,
son la base de la secuencia representan pulsos transgresivos y constituyen las
principales rocas madres y los niveles de despegue de las fallas de
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013
8
cabalgamiento. Las unidades arenosas del tope de la secuencia (Formaciones
Santa Rosa, Huamampampa e Iquiri ) corresponden a ambientes de plataforma
interna y de transición – continental.
2.3. GEOLOGÍA ESTRUCTURAL REGIONAL
El subandino sur de Bolivia corresponde a una faja plegada y corrida de tipo
epidérmico, que se llega a estructurarse durante la ultima crisis tectónica que
ocurre a finales y durante el Neogeno. La faja Plegada corre con vergencia
Este y es consecuencia del régimen tectónico compresivo que se generó como
consecuencia de la colisión y subducción de la placa de Nazca por debajo de la
placa Sudamericana.
En la zona occidental de la faja Subandina, al oeste de la falla Mndiyuti, la
geometría de pliegues por flexura de fallas predomina debido a una cambio en
la sección estratigráfica el cual imprime un nivel mas elevado de despegue.
Presenta una arquitectura de plegamiento por flexura de fallas con rompimiento
al tope de la rampa o un plegamiento por propagación de falla con rompimiento
al nivel de despegue como posible mecanismo del desarrolla de estos pliegues
(Dunn et al ., 1995 en Osinaga 2003). (Ver Fig. 2)
FIGURA 2. Corte estructural AA” (ver fig. 1) Esquema del tectonismo del
área de San Alberto. Las unidades estratigráficas son: 1.- Mesozoico,
Pérmico, Carbonífero; 2.- Formación Los Monos; 3.- Formación Icla –
Huamampampa; Formación Kirusillas – Tarabuco Santa Rosa. Obtenido
de Osinaga 2003
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013
9
2.4. GEOLOGÍA ESTRUCTURAL LOCAL
El anticlinal San Alberto forma parte de la faja plagada y corrida del subandino
Sur boliviano.
Conforme al estilo tectónico- estructural regional, el anticlinal de San Alberto
corresponde a un pliegue por propagación de falla(Rocha, et al., 2000; Dunn et
al ., 1995; Coletta et al., 1998, Baby et al., 1992 en Osinaga 2003),
estructuradas sobre niveles de despegue ubicados en la base de la formación
Los Monos y Kirusillas.
La integración de los datos del mapeo de afloramientos y de secciones
sísmicas llevaron a separar una estructura profunda y otra somera
desvinculadas a través de la superficie de despegue ubicada hacia la parte
inferior de la formación Los Monos.
La estructura profunda involucra a las formaciones Kirusillas, Tarabuco, Santa
Rosa, Icla y Huamampampa. Corresponde a una anticlinal de flancos de
buzamiento intermedio (20 – 40º) que se encuentra sobre el techo de la falla
Acheral.
La falla Acheral corresponde a la falla de piso de toda la estructura aunticlinal
sobre la cual se estructuro el anticlinal de san Alberto. Ésta falla es de
vergencia Este, despegada de la base de la formación Kirusillas y hace rampa
cortando la secuencia pre orogénica y sin orogénica, para aflorar en superficie.
El acortamiento de la estructura, produjo un espesamiento de la Formación Los
Monos hasta de casi tres veces su espesor original en el sector de la cresta del
anticlinal. Este aumento de espesor es interpretado comn’ un sistema de
duplexes de techo pasivo (Baby, et al., 1992 en Osinaga), que permitió la
elevación tectónica de las unidades suprayacentes a la formación Los Monos,
formando una estructura anticlinal de flancos entre 50 y 90º.
Una falla fuera de secuencia, la falla San Antonio, rompió el Techo pasivo de la
formación Los Monos, ocasionando que el anticlinal somero este fallado en su
flanco Oeste. (Ver Fig. 3)
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013
10
FIGURA 3. Corte estructural Sísmico del anticlinal de San Alberto
(Rocha et al ., 2000, en Osinaga 2003)
CAPÍTULO 3
DEFINICIONES BÁSICAS
3.1. HIDROCARBUROS LIVIANOS O PESADOS:
Los hidrocarburos pesados, en términos de producción y refinación, se refieren
a aquellos que contienen 12 o ms átomos de carbón. La evaluación
cromatografía en el pozo, esta restringida desde el metano hasta el pentano.
Mientras que los hidrocarburos livianos son desde el metano hasta el etano.
3.2. GAS NO ASOCIADO
Termino aplicado la presencia natural de gas sin ningún líquido asociado en el
reservorio.
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013
11
3.3. GAS SECO
Es un término utilizado para definir el gas compuesto por metano que contiene
menor cantidad de hidrocarburos condensables. La presencia de gas seco es
indicativa de agua y algunas veces de zonas presurizadas.
3.4. GAS HÚMEDO
Termino usado para el gas que contiene proporciones altas de hidrocarburos
pesados condensables: propano, butano pentano, etc. Este gas incrementa en
humedad en la misma proporción en la que los hidrocarburos pesados se
incrementan.
CAPITULO 4.
DETECCIÓN DE GAS
Existen varios métodos para la detección del gas y uno de los mas importantes
es el de detección de gas con “llama de hidrogeno” también llamado Detector
de Ionización de llama o FID (Flame ionization detector), el cual consiste en
quemar los gases por un llama de hidrógeno, los iones de carbono son creados
por un campo electrostático donde la corriente de ionización será detectada y
amplificada por un electrómetro.
La llama de hidrogeno tiene suficiente energía para romper solo un enlace de
hidrogeno por cada átomo de carbono y esta es sensible solo a las moléculas
de hidrocarburo.
Durante la operación, el analizador de gas Total de hidrocarburo combina un
combustible de gas de hidrogeno, una muestra y aire; es entonces que se
quema la muestra, así los componentes de hidrocarburo en la muestra pasan
por un complejo de ionización, con el cual se produce electrones libres e iones
positivos.
El electrodo polarizado colecta los electrones libres, el cual al girar produce una
corriente través de un circuito de medida electrónica. La corriente producida
por los procesos de ionización son proporcionales a la cantidad con la que las
moléculas de hidrocarburo entran en el detector y son por lo tanto una medida
de la concentración de hidrocarburos en la muestra original.
4.1. EL DETECTOR DE IONIZACIÓN DE LLAMA
En este trabajo se toma en cuenta un equipo standard de la compañía Baseline
Industries Inc.
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013
12
El detector de ionización de llama o FID consiste en un detector de alta
temperatura (FID) electrómetro amplificador suministro de voltaje polarizado,
botón de empuje para encender la llama, indicador de llama, un tubo de
ventilación o respiradero y una pantalla indicadora de gas en porcentaje.
El FID está localizado en la columna de un horno bajo un platino. Esta
enchufado directamente en una tarjeta amplificadora a través de una pared del
horno con respiraderos en la parte posterior del panel.
4.2. GAS TOTAL DE HIDROCARBURO
Es el conjunto de gases de hidrocarburos que es detectado en forma
cuantitativa, compuesto por el conjunto de moléculas de hidrocarburos tales
como: metano, etano, propano, butano y pentano, el resultado se expresa en
Unidades de Gas Tota, que pueden ser convertidos en porcentaje (%), o partes
por millón(ppm) dependiendo de las necesidades donde la relación es la
siguiente:
1 UGT = 333.33PPM = 0.033%
4.3. CROMATOGRAFÍA
Éste es el análisis que se hace al “Gas Total” para cuantificar el contenido de
gas de un hidrocarburo y determinar la cantidad de componentes y su
concentración de manera individual: metano (C1), etano (C2), propano (C3),
butano (iC4, nC4), y pentano (iC5, nC5, neoC5), que podrá contenes una
determinada muestra. El resultado se expresa en (ppm) y eventualmente en
(%), de cada uno de los componentes analizados. En una perforación se
detectan hasta 5 componentes (C1 hasta C5) con cromatógrafos.
10000 ppm = 1 %
Se llama gases livianos a C1 Y C2; y gases pesados a : C3,C4, C5.
4.3.1. Componentes detectados
Según Levorsen 1956, los componentes detectados y sus formulas son las
siguientes:
C1 = Metano CH4
C2 = Etano C2H6
C3 = Propano C3H8
IC4, nC4 = Butano C4H10
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013
13
A partir del butano se presentan isómeros, que son sustancias de la misma
composición pero que tienen distinta estructura molecular y , por lo tanto,
distintas propiedades.
El primero en detectarse es el iso – butano, y el normal- butano
iC5, nC5, neoC5 = Pentano C5H12
En este caso existen tres isómeros, todos tienen la formula molecular C5H12 y
contienen un 83,33 G% de carbono y un 16,67 % de hidrogeno y presentan
diferentes puntos de ebullición.
4.4. GAS EQUIVALENTE A METANO
Los valores de cromatografía pueden ser expresados en lo que se denomina
“posición Metano” o “su equivalente a metano” que consiste en transformar una
cromatografía a su equivalente molecular a metano. Depende de los
requerimientos de los requerimientos de cada compañía.
En la compañía francesa TOTAL se realiza tomando la cantidad de átomos de
hidrogeno por cada componente (C1 metano = 4 Hidrógenos; C2 etano =
Hidrogeno = 1.5) multiplicando el factor resultante por el valor en ppm de cada
componente.
Otras compañías como Andina S.A. Chaco S.A. y Petrobras; el calculo del gas
equivalente a metano, lo realizan cambiando el factor a multiplicar, tomando en
cuenta la cantidad de átomos de carbono por cada componente (C1 metano =
1 Carbono= 1; C2 etano = 2 Carbono =2).
4.5. EQUIPAMIENTO PARA LA DETECCIÓN DEL GAS
Para la detección del gas se requiere de una serie de instrumentos y
herramientas especializadas, las cuales con el transcurso del tiempo mejoraron
el diseño y rendimiento.
Un equipamiento Standard está conformado por:
Trampas de gas
Línea de succión
Bomba de succión
Detector de gas
Cromatógrafo
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013
14
Compresora de aire
Generador de hidrogeno
Computadoras receptoras de datos
CAPITULO 5
ORIGEN DE LOS GASES DE HIDROCARBURO, FACTORES EN SU
DETECCIÓN Y CÁLCULO DEL RETORNO DEL GAS
5.1. ORIGEN DE LOS GASES DE HIDROCARBUROS
Durante la actividad de perforación de un pozo petrolero, se detecta gas de
hidrocarburo en las diferentes fases de operación, como ser: en la perforación
misma, asi como en las maniobras para cambio de trepan, repaso para bajadas
de cañería, circulación para cambio de fluido, etc. Cuando se tiene una
detección de gas con toda la gama de componentes también se denomina
“show de gas”.
Los gases que llegan a superficie son identificados según su origen en:
Gas de formación
Gas de viaje o maniobra
Gas de conexión
Gas reciclado
Gas de base
Gas de contaminación
5.2. FACTORES QUE INTERVIENENEN EN LA DETECCIÓN DE GAS.
Tipo de lodo y sus propiedades
Método de perforación
Velocidad de penetración
Tipo de reservorio
Factor geológico
CAPITULO 6
RELACIONES CROMATOGRÁFICAS
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013
15
6.1.TEORÍA DE LAS RELACIONES CROMATOGRÁFICAS
Las condiciones de presión, temperatura, relaciones de gases y otros, sufren
los hidrocarburos desde el reservorio hasta alcanzar el detector de gas,
invalidan prácticamente su uso cualitativo como herramienta de evaluación,
pero no así el uso de cualitativo de los mismos. Entonces los valores absolutos
en la detección del gas pueden cambiar, debido a distintos factores, pero sus
proporciones relativas permanecen inalterables reflejando la presencia y
calidad de los hidrocarburos en el reservorio.
6.2. EVLUACIONES CROMATOGRÁFICAS
De todos los métodos de evaluación el mas completo y confiable es el de
Whittaker, éste permite analizar las relaciones cromatográficas, tomando una
mayor cantidad de parámetros, para determinar el tipo de hidrocarburo que
producirá un reservorio.
Las formulas que se emplean para el cálculo de distintos parámetros son los
siguientes:
a) Gas Wetness ratio (%) (relación de gases húmedos).
GWR = 100 * (C2+C3+C4+C5)/ (C1+C2+C3+C4+C5)
b) Light to Heavy Ratio (relación liviano - pesado).
LHR= (C1+C2) / (C3+C4+C5)
c) Oil character Qualifier (Calificador del carácter del petróleo)
OCQ = (C4+C5) / C3
Con los valores de GWR, se han establecido los siguientes limites practicos
para su interpretación.
Menor a 5 = gas muy seco
0.5 17.5 = Gas, su densidad aumenta GWR aumenta.
17.5 a 40 = Petróleo, su densidad aumenta cuando GWR aumenta
Mayor a 40 = Petróleo residual.
El GWR y LHR dan una interpretación del carácter del fluido según las
siguientes reglas:
1.- Si LHR es mayor que 100, la zona contiene gas muy seco.
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013
16
2.- Si GWR indica una zona de gas, y LHR es mayor que GWR, entonces se
trata de una fase gaseosa, cuando la densidad del gas aumenta, los valores se
aproximan uno a otro.
3.- Si GWR indica una zona de gas, y LHR es algo mayor que GWR, se trata
de una fase con: gas / petróleo. O gas / condensado.
4.- Si GWR está en la zona de petróleo y LHR es menor que GWR, se trata de
una fase con petróleo, cuya densidad aumenta a medida que los valores se
separan.
5.- Cuando GWR es mayor que 40, LHR será mucho menor que GWR,
indicando petróleo residual.
Los valores de OCQ deben ser interpretados de la siguiente manera:
1.- Si OCQ es menor que 0.5 la interpretación de una zona de gas de los
valores de GWR y LHR es correcta.
2.- Si OCQ es mayor que 0.5 la interpretación de gas dado por GWR y LHR
está asociado con petróleo.
El OCQ es usado solamente para esclarecer la interpretación de GWR y LHR,
cuando los mismos indican gas.
6.3. ELECCIÓN DEL MÉTODO DE EVALUACIÓN
Actualmente el método de Whittaker, es el mas usado debido a la cantidad de
parámetros que analiza, además porque es el que mejor se adapta a las
interpretaciónes, que se hacen utilizando equipos de detección de Gas
basándose en llama de hidrogeno.
El método Pixler se aplicaba cuando se utilizaban los equipos de detección de
gas basándose en el método eléctrico – catalítico, los cuales en la actualidad
ya no son utilizados porque son de tecnologías antiguas.
El método del triangulo es de poco uso, tiene un software especializado, este
método fue desarrollado para uso exclusivo de la compañía de servicios
petroleros: Geoservice.
CAPÍTULO 7
RE- EVALUACIÓN DE DATOS
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013
17
7.1. LITOLOGÍA OBTENIDA
En éste trabajo se tuvo los siguientes datos:
En un rango de profundidad entre los 4380 a 4395 se encuentra el Nivel H1. Se
encuentra constituido por arenisca gris blanquecina, finas a muy finas,
cuarzosas, micáceas e intercalaciones de limo – arcillitas gris medio gris
oscuras. La arcillita es gris media, muy suave soluble, arcillo - calcárea. Los
niveles arenosos son de color gris medio a gris verdosa, consolidada muy dura,
granos de cuarzo muy fino, sub angular a sub redondeado, con micro mica y
pirita diseminada. (Osinaga., 2003).
7.2. RESULTADOS
GAS PPM
C1 214000
C2 9400
C3 2340
ICA 402
NC4 413
IC5 108
NC5 101
CROMATOGRAFÍA
GWR 5.63
LHR 66.41
OCQ 0.44
Relación de Componentes
Análisis
GAS
Gas Total (%)
23.54
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013
18
Se puede llegar a determinar que corresponde a una fase de Gas enriquecida
en hidrocarburos y buenas condiciones para considerarse un reservorio
productor.
Límites de GWR.
1.- Menor a 0.5 = Gas muy seco
2.- 0.5 a 17.5 = Gas, su densidad aumenta cuando GWR aumenta.
3.- 17.5 a 40 = Petróleo, su densidad aumenta cuando GWR aumenta
4.- Mayor a 40 = Petróleo residual.
GWR y LHR dan una interpretación del carácter del fluido según las siguientes
reglas
1.- Si LHR es mayor que 100, la zona contiene gas muy seco
2.- Si GWR indica una zona de gas, y LHR es mayor que GWR, entonces se
trata de una fase gaseosa, cuando la densidad del gas aumenta, los valores se
aproximan uno al otro.
3.- Si GWR indica una zona de gas ,y LHR es algo mayor que GWR, se trata
una fase con :gas / petróleo o gas / condensado.
4.- Si GWR esta en la zona petróleo y LHR es menor que GWR, se trata de
una fase con petróleo, cuya densidad aumenta a medid que los valores se
separan.
5.- Cuando GWR es mayor que 40, LHR será mucho menor que GWR,
indicando petróleo residual.
Los valores de OCQ deben ser interpretados de la siguiente manera:
1.- Si OCQ es menor que 0.5 la interpretación de un zona de gas de los valores
GWR y LHR es correcta.
2.- Si OCQ es mayor que 0.5 la interpretación de gas dado por GWR y LHR
está asociado con petróleo.
Entonces se puede deducir que:
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013
19
Se debe tomar en cuenta que OCQ es usado solamente para esclarecer la
interpretación de GWR y LHR, cuando los mismos indican gas.
La relación GWR – LHR:El valor de GWR se halla en un rango correspondiente
a la zona de gas. A su vez la relación entre LHR y GWR también indica que se
trata de una fase gaseosa húmeda y enriquecida en componentes pesados.
Relación OCQ: Esta relación reafirma lo anterior, mostrando correctamente
zona de gas próximo a la relación de gas / condensado.
La cromatografía indica la presencia de un casquete gaseoso en la parte
superior del reservorio, rico en variedad y cantidad de componentes.
Dependiendo del espesor de este nivel y de las condiciones sedimentológicas y
estructurales del mismo. Podría tratarse de una zona con buenas posibilidades
de producción de gas.
CAPITULO 8
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
8.1. Conclusión
Se llega a la conclusión de que en el nivel Huamampampa H1 del Pozo SAL–
X11 del campo San Alberto existe un potencial de hidrocarburos de gas
llegando a ser considerado reservorio productor.
8.3. Recomendación
Se hace la recomendación de usar estas técnicas para una mayor eficacia en
la determinación de reservorios productivos y no productivos
BIBLIOGRAFÍA
Villacorta G.M. (2005). Interpretación del tipo de Hidrocarburos en pozos
exploratorios y de desarrollo a partid de detecciones de gases y
relaciones cromatografías. Tesis para optar el título de ingeniero
Geólogo. Universidad Mayor de San Andrés, La Paz.
Osinaga D. W. (2003) Detección de gas y evaluación del reservorio
Huamampampa en la perforación del pozo San Alberto X1. Titulo para
optar el titulo de Ingeniero Geólogo. Universidad Mayor de San Andrés.
La Paz.
Doria. J. y Guevara V. (2001) Geología e Ingeniería en el desarrollo de
Campos Petrolíferos. Facultad de Ingeniería. UMSA.
Re - evaluación de reservorio Huamampampa y detección de gas en el nievel H1 del pozo San Alberto X11 2013
20
